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1
ESCUELA POLITECNICA NACIONAL
FACULTAD DE GEOLOGÍA Y PETRÓLEOS
DEPARTAMENTO DE PETRÓLEOS
ALTERNATIVAS PARA LA OPTIMIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE
UN CAMPO MADURO DE LA CUENCA ECUATORIANA:
FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO Y/O ESTIMULACIÓN MATRICIAL
TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TITULO DE INGENIERO EN
PETRÓLEOS
SERGIO DANIEL GUAIGUA VILLAMARÍN sergio_d11k@hotmail.com
DIRECTOR: MSc. FRANKLIN GÓMEZ SOTO franklin.gomez@epn.edu.ec
Quito, Noviembre 2016
I
DECLARACIÓN
Yo, Sergio Daniel Guaigua Villamarín, declaro bajo juramento que el trabajo aquí
escrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado o
calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas que se
incluyen en este documento.
A través de la presente declaración cedo los derechos de propiedad intelectual
correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo
establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa
institucional vigente.
SERGIO DANIEL GUAIGUA VILLAMARÍN
II
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Sergio Daniel Guaigua Villamarín,
bajo mi supervisión.
__________________________
MSc. Franklin Gómez
Soto
III
AGRADECIMIENTOS
Agradezco a Dios por haberme guiado y protegido durante toda mi vida, por no
permitirme rendir nunca, por sus infinitas bendiciones.
A mis padre por haberme apoyado siempre, por sus consejos y enseñanzas, por
guiarme por el camino de la honestidad, responsabilidad y humildad.
A mi madre por su amor inacabable y su paciencia inagotable, por ser una luz en mi
vida.
A mi hermana por todos los momentos y experiencias vividas.
A la Lcda. Denisse por su comprensión, paciencia y apoyo incondicional.
A la MSc. Rubys Hernández por su ayuda y guía, por su paciencia y espíritu de
colaboración desinteresada.
Al MSc. Franklin Gómez por haberme ayudado, supervisado y enseñado durante este
proyecto.
A mis amigos, compañeros y a todos quienes hicieron de esta experiencia
universitaria, una experiencia única.
IV
DEDICATORIA
Este proyecto lo dedico a mis padres que siempre han estado apoyándome
incondicionalmente, brindándome su amor y sabiduría, a ustedes quienes son la razón
para esforzarme, a ustedes que lo son todo para mí.
A mi hermana y abuelos, Luz y Ángel, que han sido pilares fundamentales en mi vida.
A mi abuelo Luis, quien fue todo en mi vida, para ti mi viejo que desde el cielo me
cuidas, lo logramos.
V
CONTENIDO
DECLARACIÓN ........................................................................................................... I
CERTIFICACIÓN ........................................................................................................ II
AGRADECIMIENTOS ................................................................................................ III
CONTENIDO ............................................................................................................... V
ÍNDICE DE FIGURAS ............................................................................................... VII
ÍNDICE DE GRÁFICOS ........................................................................................... VIII
ÍNDICE DE TABLAS ................................................................................................... X
ÍNDICE DE ANEXOS ................................................................................................ XII
RESUMEN ............................................................................................................... XIII
PRESENTACIÓN ...................................................................................................... XV
1. CAPITULO I INTRODUCCIÓN ................................................................................................. 1
1.1. GENERALIDADES DEL CAMPO AMARGO ..................................................... 1
1.1.1. RESEÑA HISTÓRICA ................................................................................ 1
1.1.2. UBICACIÓN ............................................................................................... 1
1.1.3. DESCRIPCIÓN ESTRUCTURAL ............................................................... 2
1.1.4. DESCRIPCIÓN LITOLÓGICA .................................................................... 4
1.1.5. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN ................................................................. 6
2. CAPITULO II DESCRIPCIÓN TÉCNICAS DE ESTIMULACIÓN Y FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO .................................................................... 9
2.1. INTRODUCCIÓN A LAS TÉCNICAS DE ESTIMULACIÓN .............................. 9
2.2. GENERALIDADES Y CONCEPTOS BÁSICOS .............................................. 10
2.2.1. DAÑO DE FORMACIÓN .......................................................................... 10
2.3. ESTIMULACIÓN MATRICIAL NO REACTIVA ................................................ 14
2.3.1. SURFACTANTES: ................................................................................... 17
2.3.2. PLANEACIÓN Y DISEÑO DE UNA ESTIMULACIÓN MATRICIAL NO REACTIVA: ............................................................................................. 19
2.4. ESTIMULACIÓN MATRICIAL REACTIVA: ..................................................... 20
2.4.1. ÁCIDOS ................................................................................................... 20
2.4.2. SELECCIÓN DEL FLUIDO PARA ACIDIFICACIÓN MATRICIAL ............ 22
2.4.3. PROCESO DE UNA ESTIMULACIÓN MATRICIAL REACTIVA .............. 23
2.4.4. ESTIMULACIÓN ÁCIDA EN ARENISCAS ............................................... 24
2.4.5. PLANEACIÓN Y DISEÑO DE UNA ESTIMULACIÓN MATRICIAL REACTIVA .............................................................................................. 25
2.5. FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO ................................................................ 27
VI
2.5.1. MECÁNICA DEL FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO ............................. 28
2.5.2. MATERIALES EN LA FRACTURA .......................................................... 29
2.5.3. CRITERIOS GENERALES PARA LA SELECCIÓN DE POZOS PARA UN TRATAMIENTO DE FRACTURA: ........................................................... 29
3. CAPITULO III DESARROLLO Y APLICACIÓN ........................................................................ 32
3.1. HISTORIAL DE TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO ........................ 32
3.2. ANÁLISIS DE LOS DATOS OBTENIDOS....................................................... 45
3.3. DETERMINACIÓN DE PERCENTILES DE PROBABILIDAD ......................... 47
3.4. DETERMINACIÓN DE POZOS APTOS PARA LA APLICACIÓN ................... 49
3.5. APLICACIÓN DE LAS TÉCNICAS A LOS POZOS ÓPTIMOS ....................... 52
3.6. ANÁLISIS DE LA CAPACIDAD DE OFERTA DE LOS POZOS CANDIDATOS ................................................................................................. 61
3.7. ANÁLISIS ECONÓMICO................................................................................. 68
4. CAPITULO IV CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ..................................................... 76
4.1. CONCLUSIONES ........................................................................................... 76
4.2. RECOMENDACIONES ................................................................................... 79
5. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ................................................................... 80
6. ANEXOS ............................................................................................................ 82
VII
ÍNDICE DE FIGURAS
FIGURA 1.1 UBICACIÓN DEL CAMPO "AMARGO" .................................................. 2
FIGURA 1.2 MAPA ESTRUCTURAL I CAMPO "AMARGO" ....................................... 3
FIGURA 1.3 CORTE ESTRUCTURAL - LÍNEA SÍSMICA II CAMPO "AMARGO" ...... 3
FIGURA 1.4 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA GENERALIZADA CAMPO "AMARGO" 6
FIGURA 2.1 PRUEBA DE ADMISIÓN A LA FORMACIÓN ......................................... 9
FIGURA 2.2 REPRESENTACIÓN DEL DAÑO DE FORMACIÓN ............................. 11
FIGURA 2.3 PRESIÓN DE FONDO FLUYENTE (IDEAL VS REAL) ........................ 14
FIGURA 2.4 ESQUEMA REPRESENTATIVO DE LA TENSIÓN INTERFACIAL ...... 15
FIGURA 2.5 ESQUEMA REPRESENTATIVO DE LA MOJABILIDAD ...................... 16
FIGURA 2.6 ESQUEMA REPRESENTATIVO DE UN SURFACTANTE ................... 17
FIGURA 2.7 PLANEACIÓN Y DISEÑO DE UNA ESTIMULACIÓN MATRICIAL NO REACTIVA ........................................................................................... 19
FIGURA 2.8 TREN DE FLUIDOS UTILIZADOS EN UNA ESTIMULACIÓN ÁCIDA . 24
FIGURA 2.9 DISEÑO GENERAL DE UNA ESTIMULACIÓN ÁCIDA EN ARENISCAS ........................................................................................................................... 26
FIGURA 2.10 AUMENTO DE PRODUCCIÓN CON FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO EN UN RESERVORIO DE BAJA PERMEABILIDAD .... 27
FIGURA 2.11 CUADRO ILUSTRATIVO DE UNA FRACTURA TÍPICA CON LOS PASOS PARA FRACTURAR A UN POZO .......................................... 28
VIII
ÍNDICE DE GRÁFICOS
GRÁFICO 1.1 PRODUCCIÓN ACUMULADA CAMPO “AMARGO” ............................ 6
GRÁFICO 1.2 PRODUCCIÓN ACUMULADA RESERVORIO "BASAL TENA" ........... 7
GRÁFICO 1.3 PRODUCCIÓN ACUMULADA RESERVORIO ARENA "U" ................. 7
GRÁFICO 1.4 PRODUCCIÓN ACUMULADA RESERVORIO ARENA "T" ................. 8
GRÁFICO 1.5 PRODUCCIÓN ACUMULADA RESERVORIO ARENA "HOLLÍN" ....... 8
GRÁFICO 3.1 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO, PARA ESTIMULAR LA PRODUCCIÓN, LLEVADOS A CABO EN EL CAMPO "AMARGO" . 32
GRÁFICO 3.2 VALORES DE AUMENTO DE PRODUCCIÓN POR ESTIMULACIÓN MATRICIAL NO REACTIVA [%] ......................................................... 45
GRÁFICO 3.3 VALORES DE AUMENTO DE PRODUCCIÓN ESTIMULACIÓN MATRICIAL REACTIVA [%] ............................................................... 46
GRÁFICO 3.4 VALORES DE AUMENTO DE PRODUCCIÓN - FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO ..................................................................................... 46
GRÁFICO 3.5 PERCENTILES DE PROBABILIDAD ESTIMULACIÓN MATRICIAL NO REACTIVA ......................................................................................... 47
GRÁFICO 3.6 PERCENTILES DE PROBABILIDAD ESTIMULACIÓN MATRICIAL REACTIVA ......................................................................................... 48
GRÁFICO 3.7 PERCENTILES DE PROBABILIDAD FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO ..................................................................................... 48
GRÁFICO 3.8 CUADRO DE SELECCIÓN DE POZOS EN BASE AL PROMEDIO DE PRODUCCIÓN DE AGUA Y PETRÓLEO DEL CAMPO "AMARGO" 50
GRÁFICO 3.9 DECLINACIONES POZO 35HS NO REACTIVA ................................ 53
GRÁFICO 3.10 DECLINACIONES POZO 40HS NO REACTIVA .............................. 53
GRÁFICO 3.11 DECLINACIONES POZO 40HS NO REACTIVA .............................. 54
GRÁFICO 3.12 DECLINACIONES POZO 47HS NO REACTIVA .............................. 55
GRÁFICO 3.13 DECLINACIONES POZO 35HS REACTIVA .................................... 55
GRÁFICO 3.14 DECLINACIONES POZO 40HS REACTIVA .................................... 56
GRÁFICO 3.15 DECLINACIONES POZO 44HS REACTIVA .................................... 57
GRÁFICO 3.16 DECLINACIONES POZO 47HS REACTIVA .................................... 57
GRÁFICO 3.17 DECLINACIONES POZO 35HS FRACTURAMIENTO .................... 58
GRÁFICO 3.18 DECLINACIONES POZO 40HS FRACTURAMIENTO .................... 59
GRÁFICO 3.19 DECLINACIONES POZO 47HS FRACTURAMIENTO .................... 60
IX
GRÁFICO 3.20 DECLINACIONES POZO 47HS FRACTURAMIENTO .................... 60
GRÁFICO 3.21 CURVA IPR POZO 35HS................................................................. 62
GRÁFICO 3.22 CURVA IPR POZO 40HS................................................................. 63
GRÁFICO 3.23 CRUVA IPR POZO 44HS................................................................. 65
GRÁFICO 3.24 CURVA IPR POZO 47HS................................................................. 67
GRÁFICO 3.25 VAN POZO 35HS ............................................................................. 69
GRÁFICO 3.26 TIR POZO 35HS .............................................................................. 70
GRÁFICO 3.27 RELACION C/B POZO 35HS ........................................................... 70
GRÁFICO 3.28 VAN POZO 40HS ............................................................................. 71
GRÁFICO 3.29 TIR POZO 40HS .............................................................................. 71
GRÁFICO 3.30 RELACION C/B PZOO 40HS ........................................................... 72
GRÁFICO 3.31 VAN POZO 44HS ............................................................................. 72
GRÁFICO 3.32 TIR POZO 44HS .............................................................................. 73
GRÁFICO 3.33 RELACION C/B POZO 44HS ........................................................... 73
GRÁFICO 3.34 VAN POZO 47HS ............................................................................. 74
GRÁFICO 3.35 TIR POZO 47HS .............................................................................. 74
GRÁFICO 3.36 RELACION C/B POZO 47HS ........................................................... 75
X
ÍNDICE DE TABLAS
TABLA 2-1 DIFERENTES TIPOS DE DAÑO ............................................................ 11
TABLA 2-2 GENERALIDADES TIPOS DE SURFACTANTES .................................. 18
TABLA 2-3 REACCIONES QUÍMICAS PRIMARIAS EN ACIDIFICACIÓN CON HCL ........................................................................................................................... 20
TABLA 2-4 REACCIONES QUÍMICAS PRIMARIAS EN ACIDIFICACIÓN CON HF/HCL .................................................................................................. 21
TABLA 2-5 PRINCIPALES CARACTERÍSTICAS DE LOS ÁCIDOS MÁS COMÚNMENTE USADOS ..................................................................... 21
TABLA 2-6 GUÍA GENERAL DE SELECCIÓN DE FLUIDOS EN UN SISTEMA DE ACIDIFICACIÓN MATRICIAL PARA ARENAS ...................................... 25
TABLA 3-1 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO POZO 001 ........................ 33
TABLA 3-2 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO POZO 002 ........................ 33
TABLA 3-3 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO POZO 003 ........................ 34
TABLA 3-4 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO POZO 004 ........................ 34
TABLA 3-5 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO POZO 006 ........................ 35
TABLA 3-6 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO POZO 008 ........................ 35
TABLA 3-7 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO POZO 010 ........................ 35
TABLA 3-8 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO POZO 011A ..................... 36
TABLA 3-9 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO POZO 011B ..................... 36
TABLA 3-10 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO POZO 013 ...................... 37
TABLA 3-11 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO POZO 014 ...................... 38
TABLA 3-12 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO POZO 015 ...................... 38
TABLA 3-13 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO POZO 020 ...................... 39
TABLA 3-14 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO POZO 021 ...................... 39
TABLA 3-15 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO POZO 022 ...................... 40
TABLA 3-16 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO POZO 025 ...................... 41
TABLA 3-17 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO POZO 026 ...................... 41
TABLA 3-18 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO POZO 027 ...................... 41
TABLA 3-19 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO POZO 028 ...................... 42
TABLA 3-20 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO POZO 030 ...................... 42
TABLA 3-21 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO POZO 035 ...................... 43
XI
TABLA 3-22 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO POZO 040 ...................... 43
TABLA 3-23 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO POZO 041 ...................... 43
TABLA 3-24 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO POZO 043 ...................... 44
TABLA 3-25 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO POZO 044 ...................... 44
TABLA 3-26 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO POZO 048 ...................... 44
TABLA 3-27 POZOS PRODUCTORES DE LA ARENA HOLLÍN .............................. 49
TABLA 3-28 POZOS DEL CUADRANTE III APTOS PARA TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO ................................................................. 51
TABLA 3-29 DATOS DE LOS POZOS APTOS PARA LAS ESTIMULACIONES ...... 52
TABLA 3-30 DATOS CORRESPONDIENTES AL POZO 35HS ................................ 61
TABLA 3-31 DATOS CORRESPONDIENTES AL POZO 40HS ................................ 63
TABLA 3-32 DATOS CORRESPOMDIENTES AL POZO 44HS ............................... 64
TABLA 3-33 DATOS CORRESPOMDIENTES AL POZO 44HS CONTINUACIÓN ... 65
TABLA 3-34 DATOS CORRESPONDIENTES AL POZO 47HS ................................ 66
XII
ÍNDICE DE ANEXOS
ANEXO No 1 ............................................................................................................. 83
ANEXO No 2 ............................................................................................................. 95
ANEXO No 3 ........................................................................................................... 106
ANEXO No 4 ........................................................................................................... 117
ANEXO No 5 ........................................................................................................... 119
ANEXO No 6 ........................................................................................................... 121
ANEXO No 7 ........................................................................................................... 123
ANEXO No 8 ........................................................................................................... 125
ANEXO No 9 ........................................................................................................... 127
ANEXO No 10 ......................................................................................................... 129
XIII
RESUMEN
El presente trabajo fue realizado con la finalidad de realizar un análisis comparativo
entre las técnicas de estimulación de la producción (estimulación matricial no reactiva,
estimulación matricial reactiva y fracturamiento hidráulico) que han sido aplicadas en
un campo maduro de la cuenca oriente.
El primer capítulo presenta una descripción del campo detallando características
principales del mismo como: historia, ubicación, descripción litológica y estructural,
detalles generales de producción, y una descripción detallada de sus formaciones
productoras.
El segundo capítulo consiste en la descripción de las técnicas de estimulación. Fue
dividido en tres partes principales correspondientes a cada técnica: estimulación
matricial no reactiva, estimulación matricial reactiva o ácida y finalizando con el
fracturamiento hidráulico. En cada una de estas partes se da una descripción detallada
de las características principales de cada técnica de estimulación, junto a detalles de
requerimientos técnicos, conceptos básicos y procedimientos de diseño y aplicación
de cada técnica.
El tercer capítulo corresponde al análisis técnico económico, el cual comprende un
compilado de los trabajos de reacondicionamiento que involucraban la aplicación de
estimulaciones, el detalle de su producción antes y después de realizar el trabajo; y el
porcentaje de incremento de la producción. También se realiza un análisis de los pozos
candidatos a estimulación con base en la producción actual de agua y petróleo
(método de los cuatro cuadrantes), siendo considerados potenciales candidatos
XIV
aquellos pozos que muestran una producción de hidrocarburo y agua menor al
promedio del campo.
Los pozos candidatos, se evaluaron mediante un análisis estadístico para estimar los
valores de producción más probables que se esperarían en caso de aplicar
nuevamente una de estas técnicas de estimulación. Para cada pozo se estimó las
reservas remanentes utilizando curvas de declinaciones de producción y el valor más
probable de tasa inicial posterior al trabajo de estimulación.
Finalmente, los valores de reservas remanentes estimadas para un periodo de una
año y seis meses fueron un dato de entrada para realizar el análisis económico
considerando tres indicadores, VAN (Valor Actual Neto), TIR (Tasa Interna de Retorno)
y Relación Costo-Beneficio del proyecto.
El cuarto capítulo corresponde a las conclusiones y recomendaciones dadas con base
en los resultados del análisis técnico-económico del tercer capítulo.
XV
PRESENTACIÓN
Las técnicas de estimulación, ya sean estimulación matricial no reactiva, estimulación
matricial reactiva o fracturamiento hidráulico, son técnicas que se aplican en un
reservorio con la finalidad de buscar mejorar la producción del mismo.
A pesar de que su objetivo final es el mismo, ellas difieren mucho una de la otra. Cada
una implica diseños y formas de aplicación diferentes y sus resultados pueden variar
mucho a pesar de ser llevadas a cabo en un mismo reservorio, esto se debe a que
cada una está sujeta a las condiciones de subsuelo y las mismas pueden interactuar
de manera diferente con los productos propios de cada técnica.
La estimulación matricial no reactiva junto con la matricial reactiva se caracterizan por
ser inyectadas en la formación a caudales y presiones menores a la presión y caudal
de fractura, mientras que el fracturamiento hidráulico es aplicado a presiones y
caudales mayores.
La estimulación matricial no reactiva se caracteriza principalmente por utilizar
productos como surfactantes o solventes que no reaccionan con la formación.
La estimulación matricial reactiva usa principalmente ácidos cuya función principal es
disolver materiales que dañan a la formación.
El fracturamiento hidráulico tiene como objetivo principal generar espacios de mayor
permeabilidad al inyectar fluidos en la formación y fracturar la misma.
En el campo maduro analizado en este trabajo se han aplicado todas estas técnicas
de estimulación durante su etapa de explotación, generando una base de datos a lo
largo del tiempo que permitió realizar una comparación entre los resultados obtenidos
con cada técnica y determinar cuál de ellas es la más óptima para este campo. El
XVI
análisis realizado puede servir como referencia para aplicarlo en campos en pleno
desarrollo con características similares al analizado.
1
1. CAPITULO I
INTRODUCCIÓN
1.1. GENERALIDADES DEL CAMPO AMARGO
1.1.1. RESEÑA HISTÓRICA
El Campo Amargo, Bloque 56 de PETROAMAZONAS EP, se encuentra ubicado en la
provincia de Sucumbíos. Fue descubierto en el año de 1967 con la perforación del
pozo exploratorio Amargo 1(febrero – abril), realizado por la empresa Texaco.
Fue el primer campo en producción en el Ecuador, alcanzando una producción máxima
promedio de 53.618 BPPD en noviembre de 1973. A partir del año de 1980 empezó a
declinar paulatinamente. (Baby & Rivadeneira, 2004).
En el campo se han perforado un total de 62 pozos, todos ellos productores de
petróleo, exceptuando el pozo 019 y el 05, considerados pozos secos.
1.1.2. UBICACIÓN
El Campo Amargo se encuentra ubicado hacia el extremo NW de la provincia de
Sucumbíos, limitado al Norte por el Campo Charapa (frontera con Colombia), al Oeste
por los Campos del Bloque-11, al Este por el Campo Guanta - Dureno y al Sur por el
Bloque-18 Campo Palo Azul. (Ver Figura 1.1).
2
1.1.3. DESCRIPCIÓN ESTRUCTURAL
El Campo Amargo es una estructura anticlinal de alto relieve, de dirección aproximada
NE – SO de 15 Km de largo por 6 Km de ancho (en su eje más ensanchado) (Ver
figura 1.2), limitado hacia el Este por una falla inversa de la misma dirección (Ver Figura
1.3) y contra la cual cierra la estructura, de aproximadamente 500 pies de
desplazamiento vertical y afecta hasta por encima del tope de la formación Napo.
U
D
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
FIGURA 1.1 UBICACIÓN DEL CAMPO "AMARGO"
3
FIGURA 1.2 MAPA ESTRUCTURAL I CAMPO "AMARGO"
FIGURA 1.3 CORTE ESTRUCTURAL - LÍNEA SÍSMICA II CAMPO "AMARGO"
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
Falla Inversa
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
NE - SO
4
1.1.4. DESCRIPCIÓN LITOLÓGICA
Los principales reservorios se encuentran en las Areniscas de la formación Hollín y los
reservorios secundarios corresponden a las Areniscas U y T de la formación Napo y la
Arenisca Basal Tena de la formación Tena (Ver Figura 1.4).
Formación Hollín
Contiene dos reservorios con características propias: Hollín inferior y Hollín superior.
- Hollín Inferior: Las areniscas son cuarzosas, de grano medio a grueso1. Las
facies sedimentarias corresponden a canales fluviales2 en la parte inferior,
profundizándose hacia el tope con una ligera influencia mareal. Su porosidad
promedio es del orden de 14.5%. (Base de datos Halliburton)
- Hollín Superior: Las areniscas son cuarzosas, de grano medio a fino3, matriz
arcillosa, cemento calcáreo y abundante glauconita4. El tipo de ambiente
corresponde a plataforma con areniscas glauconíticas. Las areniscas son
discontinuas verticalmente pero tienen una gran continuidad lateral en el Campo
Amargo. Su porosidad promedio es del orden de 12.9%. (Base de datos
Halliburton)
Formación Napo
Arenisca T: Se divide en dos miembros: T Inferior y T Superior.
T Inferior: En el Campo Amargo se describe como una arenisca cuarzosa, de
grano fino a medio. Las facies sedimentarias para este ciclo van de canales y
barras mareales5, planicie arenosa de marea hasta planicie lodosa. Su
porosidad promedio es del orden de 12.2%. (Base de Datos Halliburton)
1. Grano medio a grueso: Arenas cuyo grano varía entre 1 mm a 2 mm de diámetro. 2. Canales fluviales: Ambiente sedimentario correspondiente a canales de río, llanuras aluviales. 3. Grano medio a fino: Arenas cuyo grano varía entre 1 mm a 1/16 mm de diámetro. 4. Glauconita: Mineral silíceo verde presente en rocas sedimentarias con tasa de sedimentación lenta. 5. Barras Mareales: Ambiente de depositación sedimentario generado por el movimiento de las mareas.
5
T Superior: Presenta desarrollo de cuerpo de arenisca glauconítica con
intercalaciones de lutitas. Su porosidad promedio es del orden de 12.1%. (Base
de datos Halliburton)
Arenisca U: Se divide en dos cuerpos: U Inferior y U Superior.
U Inferior:
Es una arenisca cuarzosa6, de grano fino a medio. En este ciclo se desarrollan
predominantemente facies de canales y barras mareales, planicies arenosas de
marea y planicie lodosa. Su porosidad promedio es del orden de 13.0%. (Base
de datos Halliburton)
U Superior: Presenta intervalos poco desarrollados de arenisca cuarzosa de
grano fino a medio, matriz arcillosa, cemento calcáreo y abundante glauconita.
Su porosidad promedio es del orden de 10.9%. (Base de datos Halliburton)
Formación Tena
Arenisca Basal Tena: Es una arenisca cuarzosa, de grano fino, matriz arcillosa,
con fuerte variación lateral de facies. Corresponde a facies fluviales que
evolucionan también a un ambiente con influencia mareal. Las facies
sedimentarias varían de canales o barras fluviales y planicie lodosa. Su
porosidad promedio es del orden de 14.6%. (Base de datos Halliburton)
6. Arenisca cuarzosa: Arenas que contienen el 90% o más de granos de arena de cuarzo detrítico.
6
FIGURA 1.4 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA GENERALIZADA CAMPO "AMARGO"
1.1.5. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN
El Campo Amargo inició producción con 2955 BPPD y alcanzó su máximo pico de
producción en el año de 1973 con 53618 BPPD. Para Octubre del 2016 su producción
es cercana los 3391 BPPD, proveniente de 22 pozos productores, con una producción
acumulada cercana a los 167 MMBPPD (Ver Gráfico 1.1) y un corte de agua del
47,1%.
GRÁFICO 1.1 PRODUCCIÓN ACUMULADA CAMPO “AMARGO”
Basal Tena 4% Napo U
3%
Napo T3%
Hollín 90%
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Halliburton Ecuador.
7
Basal Tena: La producción actual de este reservorio es 709 BPPD, con un corte de
agua de 67% y una producción acumulada de petróleo de 6,73 MMBP (Ver Gráfico1.2).
GRÁFICO 1.2 PRODUCCIÓN ACUMULADA RESERVORIO "BASAL TENA"
Napo U: La producción actual de Napo U es 372 BPPD, con un corte de agua de 5,14%
y una producción acumulada de petróleo de 4,74 MMBP (Ver Gráfico 1.3).
GRÁFICO 1.3 PRODUCCIÓN ACUMULADA RESERVORIO ARENA "U"
95 00 05 10
290
580
870
1160
1740
2030
2320
2610
0
1450
2900(L1)
0.680
1.36
2.04
2.72
4.08
4.76
5.44
6.12
0
3.40
6.80(L2)
130
260
390
520
780
910
1040
1170
0
650
1300(L1)
0.480
0.960
1.44
1.92
2.88
3.36
3.84
4.32
2.40
4.80(L2)
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
Qo / Qw
Cum O-W
2900
6.80
2610
6.12
2320
5.44
2030
4.76
1740
4.08
1460
3.40
1160
2.72
870
2.04
580
1.36
290
0.680
0
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
BSW
Qo / Qw
Cum O-W
1300
4.80
1170
4.32
1040
3.84
910
3.36
780
2.88
650
2.40
920
1.92
390
1.44
260
0.960
130
0.480
0
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
BSW
8
Napo T: La producción actual de este reservorio es 523 BPPD, con un corte de agua
de 8,92% y una producción acumulada de petróleo de 5,44 MMBP (Ver Gráfico 1.4).
GRÁFICO 1.4 PRODUCCIÓN ACUMULADA RESERVORIO ARENA "T"
Hollín: La producción actual de Hollín es 1787 BPPD, con un corte de agua del 46,2%
y una producción acumulada de petróleo de 150 MMBP (Ver Gráfico 1.5).
GRÁFICO 1.5 PRODUCCIÓN ACUMULADA RESERVORIO ARENA "HOLLÍN"
110
220
330
440
660
770
880
990
0
550
1100(L1)
0.550
1.10
1.65
2.20
3.30
3.85
4.40
4.95
2.75
5.50(L2)
10.0
20.0
30.0
40.0
60.0
70.0
80.0
90.0
0
50.0
100(R2)
70 75 80 85 90 95 00 05 10
5400
10800
16200
21600
32400
37800
43200
48600
0
27000
54000(L1)
15.0
30.0
45.0
60.0
90.0
105
120
135
0
75.0
150(L2)
10.0
20.0
30.0
40.0
60.0
70.0
80.0
90.0
0
50.0
100(R2)
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
Qo / Qw
Cum O-W
1100
5.50
990
4.95
880
4.40
770
3.85
660
3.30
550
2.75
420
2.20
330
1.65
220
1.10
110
0.550
0
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
BSW
Qo / Qw
Cum O-W
54000
150
48600
135
43200
120
37800
105
32400
90
27000
75
21600
60
16200
45
10800
30
5400
15
0
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
BSW
9
2. CAPITULO II
DESCRIPCIÓN TÉCNICAS DE ESTIMULACIÓN Y
FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO
2.1. INTRODUCCIÓN A LAS TÉCNICAS DE ESTIMULACIÓN
Dentro de los procesos de estimulación a los que puede ser sometido un reservorio,
existen diversas técnicas que se pueden resumir en dos grupos principales que son:
estimulación matricial y fracturamiento hidráulico. La primera técnica se subdivide en
estimulación matricial reactiva y no reactiva, y se caracteriza por presiones de
inyección menores a la presión de fractura de la formación, mientras que en el
fracturamiento hidráulico las presiones de inyección son mayores a la presión de
fractura de la formación (Ver Figura 2.1).
FIGURA 2.1 PRUEBA DE ADMISIÓN A LA FORMACIÓN
Fuente: Manual de Estimulación (Islas, 1991) Elaboración: Sergio Guaigua V.
10
2.2. GENERALIDADES Y CONCEPTOS BÁSICOS La aplicación de las estimulaciones (reactiva o no reactiva) y/o fracturamiento
hidráulico en una formación se realiza con el objetivo principal de mejorar la producción
o inyectabilidad de un pozo, sin embargo; para poder aplicar cualquiera de estas
técnicas es necesario conocer varios parámetros pozo-reservorio que determinarán la
factibilidad técnica de su aplicación. (Islas, 1991)
Con el fin de conocer ciertos parámetros en un pozo se puede realizar un análisis nodal
al mismo, lo que nos dará una evaluación del sistema completo de producción de un
pozo. (Islas, 1991)
El análisis nodal permitirá optimizar el sistema, determinar la contribución de cada
componente del sistema de producción y las posibles restricciones al flujo que se
pueden presentar a lo largo del mismo. Generalmente para aplicar un análisis nodal a
cualquier pozo, se divide al mismo en secciones de flujo: el flujo del yacimiento hacia
el pozo, el flujo desde fondo hasta superficie, y finalmente el flujo desde el cabezal al
separador. (Islas, 1991)
2.2.1. DAÑO DE FORMACIÓN
El daño de formación es un factor determinante en cuanto a técnicas de estimulación
y su aplicación se refiere, esto debido a que uno de los objetivos de las estimulaciones
es disminuir o remover el daño existente en un reservorio y así lograr un mejoramiento
en su producción.
El daño de formación es una medida adimensional de la pérdida de producción
generada por una disminución de la permeabilidad de la formación en las cercanías
del pozo (Ver figura 2.2), puede ser parcial o total, natural o inducida, y fue introducida
por Van Everdingen and Hurst en 1949. (Economides, 2014)
11
FIGURA 2.2 REPRESENTACIÓN DEL DAÑO DE FORMACIÓN
El factor de daño de un reservorio puede ser positivo o negativo, donde un daño
positivo se traduce en una disminución de la permeabilidad y por ende de la producción
de un reservorio, mientras que un daño negativo representa un aumento de la
permeabilidad. Es por ello que es necesario conocer los orígenes del daño para poder
darle un tratamiento adecuado al mismo. (Economides, 2014)
Existen varios tipos de daño (Ver Tabla 2-1), entre ellos: el daño propio de la formación,
daño por completación parcial, daño por cambio de fases, daño por turbulencia, etc.
(Economides, 2014)
TABLA 2-1 DIFERENTES TIPOS DE DAÑO
Tipo de Daño Descripción
Por Invasión de Fluidos
Se genera cuando un fluido (de perforación, de cementación, de terminación o reparación, de limpieza y/o estimulación) entra en la formación productora. Generalmente el radio de invasión es de 2 pies.
Fuente: Petroleum Production Systems (Economides, 2014) Elaboración: Sergio Guaigua V.
12
TABLA 2.1 – DIFERENTES TIPOS DE DAÑO CONTINUACIÓN
Por Arcillas
En general la mayor parte de formaciones productoras de petróleo contienen en mayor o menor cantidad arcillas, las más comunes son: caolinita, illita, esméctica, clorita. A las arcillas se les asocia al daño generado al migrar o al hincharse las mismas.
Por Bloqueo de Agua
La invasión de fluidos base agua genera una alta saturación de la misma en la zona cercana del pozo, reduciendo la permeabilidad relativa a los hidrocarburos y por ende su producción.
Por Bloqueo de Aceite
Se refiere al daño generado por la invasión de fluidos tipo aceite, generando una reducción en la permeabilidad relativa al gas.
Por Bloqueo por Emulsiones
Los diferentes tipos de fluidos al mezclarse con los fluidos de la formación pueden generar emulsiones altamente viscosas evitando el flujo normal del hidrocarburo.
Por Cambios de Mojabilidad
Los fluidos que invaden a la formación pueden tender a mojar la roca por aceite, lo cual desemboca en una permeabilidad relativa menor al crudo.
Por Películas o Membranas Interfaciales
Al dispersarse un líquido inmiscible en otro se pueden generar membranas rígidas en las interfaces agua-aceite causando un taponamiento severo en la formación.
Por Precipitación Secundaria
Cuando los sólidos precipitados resultantes de reacciones entre fluidos incompatibles taponan el espacio poral.
Por Invasión de Sólidos
Se da cuando cualquier tipo de sólido (arcillas, barita, recortes de barrena, agentes de pérdida, etc.) es forzado a través del camino tortuoso de los poros de la roca causando una obturación parcial o total de los mismos y por ende disminuyendo el flujo de fluidos.
Asociado con la Producción
Al entrar en producción un pozo, se dan alteraciones en su presión y temperatura en las cercanías (pared) del mismo, dichas alteraciones pueden llevar a un desequilibrio de los fluidos, con la consecuente precipitación y acumulación de sólidos orgánicos generando un obturamiento de los canales porosos.
Fuente: Manual de Estimulación (Islas, 1991) Elaboración: Sergio Guaigua V.
13
Existen varias maneras de determinar el daño presente en una formación, una de ellas
es mediante la aplicación de la fórmula de Hawkins (Ver Ecuación 2.1). (Economides,
2014)
! = "# $$! % &' ()*!*+
(2,1)
En donde:
k = permeabilidad [md]
ks = permeabilidad de la zona dañada [md]
s = daño
rs = radio de la zona dañada [ft]
rw = radio del pozo [ft]
Una vez determinado el daño, la caída de presión generada por dicho daño se puede
determinar mediante la ecuación de Darcy (Ver Ecuación 2.2), la caída de presión
generada por ese daño (Ver Figura 2,3), (Economides, 2014):
,-. = " #/0/12"3"45"4678"49 % :' . (2,2)
En donde:
,Ps = Caída de presión generada por el daño [psi]
q = Caudal de Petróleo [BPPD]
u = Viscosidad [cp]
Bo = Factor volumétrico del Petróleo.
k = Permeabilidad [md]
h = Espesor del reservorio [ft]
14
FIGURA 2.3 PRESIÓN DE FONDO FLUYENTE (IDEAL VS REAL)
2.3. ESTIMULACIÓN MATRICIAL NO REACTIVA
Este tipo de estimulación es aquella en la cual los fluidos de tratamiento no reaccionan
químicamente con los materiales o sólidos de la roca. En este caso se utilizan
principalmente soluciones oleosas o acuosas, alcoholes o solventes mutuales, con
aditivos, principalmente los surfactantes. Estas estimulaciones se utilizan
comúnmente para remover daños por bloqueos de agua, aceite o emulsión, daños por
pérdida de lodo, por depósitos orgánicos, etc. (Islas, 1991)
Al momento de realizar una estimulación, es primordial conocer ciertos parámetros de
la formación. Cuando hablamos de estimulación matricial no reactiva los principales
parámetros a tomar en cuenta son tensión superficial, mojabilidad, y capilaridad, estos
fenómenos se denominan de superficie y son sobre los que los fluidos no reactivos
trabajan. (Islas, 1991)
rw rs
re
Ks
Ps
Fuente: Petroleum Production Systems (Economides, 2014) Elaboración: Sergio Guaigua V.
15
TENSIÓN INTERFACIAL: Cuando se habla de sistemas multifásicos, como es
el caso en un reservorio (agua, petróleo, gas) es importante considerar el efecto
de las fuerzas en la interfase de dos fluidos inmiscibles que se encuentran en
contacto, dicha fuerza se la denomina tensión interfacial. (Tarek Hamed, 2006)
Se la define como la fuerza que se requiere por unidad de longitud para crear
una nueva superficie (Ver Figura 2.4), se expresa normalmente en dinas/cm y
viene dada por la siguiente fórmula (Ver Ecuación 2,3). (Manual Recopilación
Técnica Ingeniería en Yacimientos, Halliburton)
;< =">?@AB."CDE (2.3)
En donde:
TA = tensión de adhesión
>?@ = tensión interfacial entre los fluidos
D = ángulo de contacto interfase
FIGURA 2.4 ESQUEMA REPRESENTATIVO DE LA TENSIÓN INTERFACIAL
Fuente: Manual de Recopilación Técnica de Halliburton Elaboración: Sergio Guaigua V.
16
MOJABILIDAD: Se define como la tendencia de un fluido para separarse o
adherirse a una superficie sólida en la presencia de otros fluidos inmiscibles
(Ver Figura 2.5). La tendencia de un líquido a esparcirse sobre una superficie
sólida es un indicador de las características de mojabilidad favorables de dicho
fluido con esa superficie sólida. (Tarek Ahmed, 2006).
FIGURA 2.5 ESQUEMA REPRESENTATIVO DE LA MOJABILIDAD
CAPILARIDAD (Presión Capilar): Las fuerzas capilares en un reservorio de
petróleo son el resultado de la combinación de efectos de tensión superficial
entre roca y fluidos, tensión interfacial, el tamaño del poro, su geometría, y las
características de mojabilidad del sistema.
Se define como la diferencia de presión generada por la discontinuidad creada
cuando dos fluidos inmiscibles entran en contacto. La presión capilar depende
de la curvatura de la interfase que se encuentra separando los fluidos. (Manual
Recopilación Técnica Ingeniería en Yacimientos, Halliburton).
El ángulo de contacto α es menor de 90° è Superficie mojada por agua.
El ángulo de contacto α es igual a 90° è Superficie mojada igualmente por agua y por aceite.
El ángulo de contacto α es mayor de 90° è Superficie mojada por aceite.
Fuente: Manual de Estimulación (Islas, 1991) Elaboración: Sergio Guaigua V.
17
2.3.1. SURFACTANTES:
Los surfactantes son los principales artífices en una estimulación matricial no reactiva.
Estos son compuestos formados por moléculas orgánicas, con la particularidad de
estar constituidos por dos grupos químicos: uno afín al agua (polar - hidrofílico) y otro
afín al aceite (no polar – tipofílico) (Ver Figura 2.6). (Islas, 1991)
FIGURA 2.6 ESQUEMA REPRESENTATIVO DE UN SURFACTANTE
Existen diversos tipos de surfactantes (Ver Tabla 2-2) y los mismos pueden afectar de
manera positiva o negativa a la formación, es por ello que es esencial conocer las
características básicas de la formación para no generar un daño mayor. (Islas, 1991).
Entre los diferentes tipos de surfactantes están:
- Aniónicos,
- Catiónicos,
- No Iónicos
- Anfotéricos.
Fuente: Manual de Estimulación (Islas, 1991) Elaboración: Sergio Guaigua V.
18
TABLA 2-2 GENERALIDADES TIPOS DE SURFACTANTES Tipos Descripción Gráfico Principales Aplicaciones
Anió
nico
s
Surfactantes cuyo grupo soluble en agua tiene una carga negativa y el ion inorgánico es positivo.
-Mojarán de agua la arena, la lutita o la arcilla, cargadas negativamente. - Mojarán de aceite a la caliza o dolomita cuando su pH sea menor a 8. - Mojarán de agua a la caliza o dolomita si su pH es mayor a 9.5. - Romperán emulsiones de agua en aceite. - Emulsionarán el aceite en agua. - Dispersarán las arcillas o finos en agua.
Catió
nic
os
Surfactantes cuyo grupo soluble en agua tiene carga positiva, y el ion inorgánico es negativo.
- Mojarán de aceite la arena, lutita o arcilla. - Mojarán de agua la caliza o dolomita si el pH es menor a 8. - Mojarán de aceite a la caliza o dolomita si el pH es mayor a 9.5. - Romperán emulsiones de aceite en agua. - Emulsificarán el agua en aceite. - Dispersarán las arcillas o finos en aceite.
No I
óni
cos
Surfactantes de moléculas no ionizables.
Son los más versátiles, ya que no se ionizan, cumpliendo de esta manera funciones de aniónicos o catiónicos, dependiendo el caso.
Anfo
térico
s
Surfactantes cuyo grupo soluble en agua puede estar cargado negativa o positivamente o no tener carga, dependiendo del pH del sistema.
En un pH ácido, la parte básica se ioniza y proporciona actividad superficial en la molécula, en un pH básico la parte ácida de la molécula se neutraliza. No tienen mucha aplicación pero se pueden utilizar como inhibidores de corrosión.
Na+
K-
Cl-
+ / -
Fuente: Manual de Estimulación (Islas, 1991) Elaboración: Sergio Guaigua V.
19
2.3.2. PLANEACIÓN Y DISEÑO DE UNA ESTIMULACIÓN MATRICIAL NO
REACTIVA:
FIGURA 2.7 PLANEACIÓN Y DISEÑO DE UNA ESTIMULACIÓN MATRICIAL NO
REACTIVA
Evaluación del Daño: Se debeidentificar correctamente el tipode daño, en caso de no tenerclaro que tipo de daño se trata laestimulación matricial no reactivano se recomienda.
Selección de la Solución deTratamiento: Los fluidos detratamiento y sus aditivos(surfactantes) deberán serseleccionados.
Gasto y Presión de Inyección:Se obtiene a través de unaprueba de inyectividad omediante la aplicación defórmulas matemáticas, para nosuperar las presiones y gastos defractura.
Volumen: La determinación delvolumen depende del intervalo aser tratado y de la penetración dela zona dañada, generalmente serecomienda valores de 50 piescomo máximo para la longitud delintervalo y de 2 a 3 pies depenetración de la zona dañada.
Incremento de laProductividad: En caso de serposible se debe estimar elaumento de producción que seespera lograr con la aplicacióndel tratamiento.
Programa de estimulación:Realizar un plan considerando lafase previa a la estimulación, lafase durante y despúes de lamisma, datos de la estimulacióna realizarse y planes decontingencia.
Fuente: Manual de Estimulación (Islas, 1991) Elaboración: Sergio Guaigua V.
20
2.4. ESTIMULACIÓN MATRICIAL REACTIVA:
La estimulación matricial reactiva o también denominada acidificación matricial, es una
técnica en la cual una solución ácida es inyectada dentro de la formación a tasas y
presiones inferiores a la presión de fractura, con el objetivo de disolver algunos de los
minerales presentes e incrementar la permeabilidad en las cercanías del pozo y con
ello mejorar la producción al eliminar las restricciones al flujo que existían.
(Economides, 2014)
Los ácidos son el elemento básico en una acidificación matricial y los más
comúnmente usados son: ácido clorhídrico, usado principalmente para disolver
minerales carbonatados, y mezclas de los ácidos fluorhídrico y clorhídrico para atacar
minerales de silicato tales como feldespatos y arcillas. (Economides, 2014)
2.4.1. ÁCIDOS
Son los principales componentes en un sistema de estimulación matricial reactiva. Se
emplean con el objetivo de disolver algunos minerales presentes en la formación
productora y con ello eliminar posibles restricciones en la garganta poral y facilitar el
flujo de fluidos de la formación hacia el pozo.
Se denomina ácido a las sustancias que se ionizan en cationes de hidrógeno y
aniones, cuando están en solución en el agua. Los iones hidrógeno son los elementos
activos que reaccionan con los minerales disolviéndolos. (Ver Tablas 2-3, 2-4). (Islas,
1991)
TABLA 2-3 REACCIONES QUÍMICAS PRIMARIAS EN ACIDIFICACIÓN CON HCL HCl
Calcita: 2HCl + CaCO3 è CaCl2 + CO2 + H2O
Dolomita: 4HCl + CaMg(CO3)2 è CaCl2 + MgCl2 + 2CO2 + 2H2O
Siderita: 2HCl + FeCO3 è FeCl2 + CO2 + H2O Fuente: Petroleum Production Systems (Economides, 2014) Elaboración: Sergio Guaigua V.
21
TABLA 2-4 REACCIONES QUÍMICAS PRIMARIAS EN ACIDIFICACIÓN CON HF/HCL
HF/HCl
Cuarzo: 4 HF + SiO2 çè SiF4 + 2H2O
SiF4 + 2HF ç è H2SiF6
Feldespatos de Sodio: NaAlSi3O8 + 14 HF + 2H+ çè Na+ + AlF+2 + 3SiF4 + 8H2
Feldespatos de Potasio: KAlSi3O8 + 14HF +2H+ çè K+ + AlF+2 + 3SiF4 + 8H2O
Caolinita: Al4Si4O10(OH)8 + 24 HF + 4H+ çè 4AlF+2 + 18 H2O
Montmorillonita: Al4Si8O20(OH)4 + 40HF + 4H+ çè 4AlF+2 + 8SiF4 + 24H2O
Los principales ácidos usados (ver Tabla 2-5) en la estimulación matricial reactiva son:
el ácido clorhídrico, el ácido fluorhídrico, el ácido acético y el ácido fórmico :
TABLA 2-5 PRINCIPALES CARACTERÍSTICAS DE LOS ÁCIDOS MÁS
COMÚNMENTE USADOS
Ácido Clorhídrico
Es el ácido más utilizado en estimulación de pozos. Es una solución del gas cloruro de hidrógeno en agua, este gas se disocia en agua rápidamente y completamente hasta un límite del 43% en peso a condiciones estándar. Se considera un ácido fuerte y su amplio uso se debe a que es el ácido que disuelve mayor volumen de roca calcárea y su mayor desventaja es su alta corrosividad.
Ácido Fluorhídrico
Es el único ácido que permite la disolución de minerales silícicos como las arcillas, los feldespatos, el cuarzo, etc., además también reacciona con los minerales calcáreos generando precipitados insolubles. Dentro de la industria petrolera se utiliza en solución con ácido clorhídrico.
Fuente: Petroleum Production Systems (Economides, 2014) Elaboración: Sergio Guaigua V.
22
TABLA 2.5 PRINCIPALES CARACTERÍSTICAS DE LOS ÁCIDOS MÁS COMÚNMENTE USADOS CONTINUACIÓN
Ácido Acético
Se trata de un ácido orgánico débil, se utiliza como ácido retardado y es indicado en la remoción de incrustaciones calcáreas y en la estimulación de calizas y dolomías con alta temperatura. Es fácil y seguro de inhibir por lo que es utilizado como fluido de limpieza o terminación antes del disparo.
Ácido Fórmico
Ácido orgánico es más fuerte que el ácido acético, se emplea como ácido retardado y en concentraciones de hasta el 10% en peso. Su empleo principal es en la acidificación de rocas calcáreas en pozos de alta temperatura.
2.4.2. SELECCIÓN DEL FLUIDO PARA ACIDIFICACIÓN MATRICIAL
Se trata del paso más importante previo a la estimulación matricial ácida, pues la
correcta selección del ácido a inyectarse en el reservorio definirá la efectividad del
sistema y el grado de mejora de la permeabilidad en la zona dañada y el mejoramiento
de la producción. (Islas, 1991)
Los principales factores a tomar en cuenta son:
- Sensibilidad de la Formación: Hace referencia a cuan probable es que una vez
implementado el proceso de acidificación, la formación y sus fluidos muestre
compatibilidad con los fluidos del tratamiento. (Islas, 1991)
- Mineralogía de la Formación: Es un factor clave al momento de diseñar el fluido
puesto que el mismo deberá ser capaz de poder disolver los minerales que
generan el daño y a su vez no generar resultados de la reacción que al final
perjudiquen a la formación. (Islas,1991)
Fuente: Manual de Estimulación (Islas, 1991) Elaboración: Sergio Guaigua V.
23
- Petrofísica: Formaciones de alta permeabilidad pueden estar dañadas
severamente por invasión de sólidos o fluidos, mientras que formaciones de
baja permeabilidad la zona dañada probablemente se restrinja a la vecindad
del pozo. (Islas,1991)
- Temperatura y Presión de la Formación: Esto debido a que en el caso de los
inhibidores de corrosión, la temperatura jugará un papel importante en el
correcto desempeño de los mismos, mientras que la presión influye en la
remoción de los fluidos de la formación y productos de la reacción. (Islas,1991)
- Fluidos de la Formación: En general los fluidos de la formación deberán ser
compatibles con los fluidos de la estimulación ácida. (Islas,1991)
- Condiciones del pozo y del intervalo en explotación: Es importante conocer estos
factores debido a que el fluido deberá ajustarse a las limitaciones de presión,
geometría, etc., del pozo. (Islas,1991)
2.4.3. PROCESO DE UNA ESTIMULACIÓN MATRICIAL REACTIVA
Cualquier sistema de estimulación que se busque implementar en un reservorio es con
el objetivo de mejorar las condiciones que no permiten al pozo aportar con su mayor
potencial. Es por ello que en el caso particular de una estimulación ácida no se
implementa únicamente el sistema de tratamiento ácido, sino que también se emplean
un grupo de fluidos (Ver Figura 2,8) que buscan asegurar la mayor efectividad del
sistema principal ácido.
24
FIGURA 2.8 TREN DE FLUIDOS UTILIZADOS EN UNA ESTIMULACIÓN ÁCIDA
2.4.4. ESTIMULACIÓN ÁCIDA EN ARENISCAS
En la cuenca oriente ecuatoriana la mayoría de reservorios, son de litología areniscas,
es por ello que es importante conocer cómo aplicar una estimulación matricial ácida
(Ver Tabla 2-6) en este tipo de formaciones de acuerdo con los minerales presentes
en las mismas.
Como guía general para una estimulación ácida en areniscas tenemos la siguiente
tabla:
Fluido de lavado o PreflujoPreflujo
• Su principalfunción es deacondicionara laformaciónpara que, enel caso deemplear HF,no entre encontacto conagua deformaciónpara evitargenerarprecipitadosinsolubles.
Sistema Ácido Principal
• Se trata del sistema principal de estimulación, es el encargado de disolver la mayor cantidad de minerales perjudiciales para el flujo de hidrocarburo.
Fluido de desplazamiento o
PostflujoPostflujo
• Susprincipalesfuncionesson las dedesplzar losprecipitadosdañinos de lavecindad delpozo,asegurar lareacción totaldel sistemaprincipalácido yfacilitar laremoción delos productosde lareación.
Fuente: Manual de Estimulación (Islas, 1991) Elaboración: Sergio Guaigua V.
25
TABLA 2-6 GUÍA GENERAL DE SELECCIÓN DE FLUIDOS EN UN SISTEMA DE ACIDIFICACIÓN MATRICIAL PARA ARENAS
Fluido de Preflujo
Mineralogía Permeabilidad
> 100 md 20 - 100 md < 20 md < 10% limo y <10% arcilla
15% HCl 10% HCl 7,5% HCl
> 10% limo y >10% arcilla
10% HCl 7,5% HCl 5% HCl
> 10% limo y <10% arcilla
10% HCl 7,5% HCl 5% HCl
< 10% limo y >10% arcilla
10% HCl 7,5% HCl 5% HCl
Fluido Ácido Principal
Mineralogía Permeabilidad
> 100 md 20 - 100 md < 20 md < 10% limo y <10% arcilla
12% HCl - 3% HF 8% HCl - 2% HF 6% HCl - 1,5% HF
> 10% limo y >10% arcilla
13,5% HCl - 1,5% HF
9% HCl - 1% HF 4,5% HCl - 0,5% HF
> 10% limo y <10% arcilla
12% HCl - 2% HF 9% HCl - 1,5% HF 6% HCl - 1% HF
< 10% limo y >10% arcilla
12% HCl - 2% HF 9% HCl - 1,5% HF 6% HCl - 1% HF
2.4.5. PLANEACIÓN Y DISEÑO DE UNA ESTIMULACIÓN MATRICIAL REACTIVA
Al realizar una estimulación matricial ácida es necesario realizar un diseño que
considere todos los factores necesarios para que sea la más óptima. En el caso de
una acidificación matricial se debe tener en cuenta que se implemente un tren de
fluidos, por lo que cada uno de estos fluidos deberá tener su adecuada planificación
(Ver Figura 2.9).
Fuente: Petroleum Production Systems (Economides, 2014) Elaboración: Sergio Guaigua V.
26
FIGURA 2.9 DISEÑO GENERAL DE UNA ESTIMULACIÓN ÁCIDA EN ARENISCAS
Selección de los fluidos de
estimulación:
De acuerdo a laminearalogía presentey pruebas previamenterealizadas seselecciona el fluido queestimulará de mejormanera la formación.
Presiones y gastos máximos de inyección:
Identificar las presionesy caudales deinyección máximos alos cuales eltratamiento nofracturará la formación.
Volumen y concentración del fluido de preflujo:
Se determina el volumen del fluido que
acondiconará la formación antes de la acidificación principal.
Tiempo de inyección del fluido de prelavado:
Tiempo en el que fluidode prelavado actuará ycumplirá su fiunción.
Volumen del sistema ácido:
Volumen del fluidoprincipal, determinadoen base a lapenetración necesariaen la formación.
Tiempo de inyección del sistema ácido HF-
HCl:
Tiempo óptimo en elcual la acidificación(elminación demienrales que obturanla formación) se llevaráa cabo sin generarprecipitados dañinos.
Volumen de desplazamiento:
Volumen del fluido paradesplazar al sistemaácido principal una vezque este haya cumplidosu función.
Tiempo de Inyección del volumen de
desplazamiento:
Tiempo de inyeccióndel fluido dedesplazamiernto pararetirar el sistema ácidoprincipal de laformación.
Volumen de sobre desplazamiento:
Volumen de lastuberías hasta la basedel intervalo aestimular.
Incremento de productividad
estimado:
Análisis previo delvolumen incrementalen la producción quese espera lograr con laestimulación matricial.
Programa de estimulación:
Programa final contodos los valorespreviamentedeterminados, asicomo diseños decontingencia.
Fuente: Manual de Estimulación (Islas, 1991) Elaboración: Sergio Guaigua V.
27
2.5. FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO
El fracturamiento hidráulico se puede definir como el proceso de crear una fractura o
sistema de fracturas en un medio poroso al inyectar dentro de la formación un fluido a
presión a través del pozo. (Howard y Fast, 1970)
El fracturamiento hidráulico es considerado uno de los métodos de estimulación más
eficiente en cuanto a eliminación del daño se refiere, puesto que la creación de un
sistema de fracturas en la formación no solo recupera la permeabilidad propia de la
roca sino que también la mejora a valores mayores y con ello se incrementa la
producción y recuperación de hidrocarburos de manera significativa (Ver Figura 2.10).
(Economides, 2014)
FIGURA 2.10 AUMENTO DE PRODUCCIÓN CON FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO EN UN RESERVORIO DE BAJA PERMEABILIDAD
Una fractura hidráulica se puede caracterizar por su longitud, conductividad y efecto
de daño equivalente relacionado. La longitud de una fractura se relaciona con el largo
de la ruptura propagada durante su ejecución, mientras que la longitud de una fractura
con conductividad se refiere al largo de una fractura que permanece abierta cuando el
Fuente: Petroleum Production Systems (Economides, 2014) Elaboración: Sergio Guaigua V.
28
pozo entra en producción, creando efectivamente un espacio con mayor permeabilidad
y conductividad. (Economides, 2014)
Un fracturamiento hidráulico se lleva a cabo al inyectar fluido en varias etapas para
maximizar la eficiencia del mismo (Ver Figura 2.11).
FIGURA 2.11 CUADRO ILUSTRATIVO DE UNA FRACTURA TÍPICA CON LOS PASOS PARA FRACTURAR A UN POZO
2.5.1. MECÁNICA DEL FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO
Para generar fracturas en la formación mediante fracturamiento hidráulico es necesario
inyectar un fluido a valores superiores a la presión de fractura. Este valor se estima a
partir de conocer conceptos como esfuerzos principales, propiedades mecánicas de la
formación, y la resistencia de la formación a la tracción. (Daneshy, 2010)
La presión requerida para la iniciación de la fractura depende de los valores de las tres
tensiones principales in-situ, propiedades mecánicas de la formación, y resistencia a
Fuente: Hydraulic to Improve Production (Daneshy, 2010) Elaboración: Daneshy, 2010
29
la tracción de la formación. La presión requerida para llevar a cabo la extensión de la
fractura está predominantemente controlada por el mínimo esfuerzo principal in situ.
Mientras que la orientación de la fractura es perpendicular a la dirección del mismo
esfuerzo principal. (Daneshy, 2010)
2.5.2. MATERIALES EN LA FRACTURA
Es importante saber que existen dos principales materiales para llevar a cabo un
fracturamiento hidráulico, estos son: fluido y apuntalante. En el caso de carbonatos el
apuntalante no es necesario. (Daneshy, 2010)
Los fluidos más comunes usados son una mezcla de agua y aditivos (viscosificantes,
reductores de fricción, rompedores, estabilizadores de arcilla, biosidas, agentes
buffers, surfactantes y agentes no emulsificantes) y su función principal es transmitir
la presión desde superficie y generar la fractura en el sub suelo. (Daneshy, 2010)
Mientras que el apuntalante es el encargado que una vez terminado el proceso de
fractura, la misma se mantenga abierta con el fin de mejorar la permeabilidad de la
zona tratada. (Daneshy, 2010)
2.5.3. CRITERIOS GENERALES PARA LA SELECCIÓN DE POZOS PARA
UN TRATAMIENTO DE FRACTURA:
ESTADO DE DEPLETACIÓN DE LA FORMACIÓN PRODUCTORA:
Generalmente cuando un reservorio o formación se encuentra en un estado de
depletación de su energía, los tratamientos de fractura no incrementarán lo suficiente
la producción de hidrocarburos como para justificar el gasto de la fractura. (Howard y
Fast, 1970)
30
COMPOSICIÓN Y CONSOLIDACIÓN DE LA FORMACIÓN:
Los reservorios formados por calizas, dolomías, areniscas y conglomerados
generalmente son buenos candidatos para una fractura. En cuanto a la consolidación
de la formación, formaciones poco o no consolidadas generalmente no son prospectos
para un fracturamiento. (Howard y Fast, 1970)
PERMEABILIDAD DE LA FORMACIÓN:
Un alto incremento de producción se esperará en formaciones con baja
permeabilidad, solo si la permeabilidad de la misma mejora significativamente con la
fractura. (Howard y Fast, 1970)
AISLAMIENTO DE LA ZONA A SER TRATADA:
En formaciones que no se encuentren debidamente aisladas o limitadas no se puede
esperar un aumento de la producción debido a que el fluido podrá ir por las formaciones
contiguas a la de interés en el caso de que estas formaciones presenten menor
resistencia a la de la formación objetivo. (Howard y Fast, 1970)
CONDICIÓN DEL EQUIPAMIENTO DEL POZO:
Es importante que la completación del pozo se encuentre en condiciones lo
suficientemente buenas para soportar las presiones de trabajo de un fracturamiento
hidráulico, para determinar esto se realizan registros de inspección de casing y se
hacen análisis de stress check de estallido y colapso en las tuberías y revestidores
expuestos durante el trabajo de fracturamiento. (Howard y Fast, 1970)
COMPARACIÓN DE LA PRODUCCIÓN:
Si un pozo produce en menor caudal que los demás pozos ubicados en el mismo
campo, se puede esperar un aumento de la producción del mismo al llevar a cabo un
fracturamiento hidráulico, si la baja productividad está relacionada con pobres
propiedades de roca y/o alto daño de formación. (Howard y Fast, 1970)
31
LOCALIZACIÓN DE LOS CONTACTOS AGUA-PETRÓLEO Y/O GAS-PETRÓLEO:
Al crear una fractura en zonas de agua o gas no se podrá esperar un aumento de la
producción de petróleo, es por ello que es imperante saber la ubicación de los mismos
para no incurrir en zonas de no pago (agua o gas). (Howard y Fast, 1970)
En el caso de los contactos agua-petróleo, si se estima que la fractura crecerá hacia
la zona de agua se pueden utilizar métodos químicos de control de agua, como los
modificadores de permeabilidad relativa.
32
3. CAPITULO III DESARROLLO Y APLICACIÓN
3.1. HISTORIAL DE TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO
En el Campo Amargo se han perforad 62 pozos, los cuales a lo largo de su explotación
han sido sometidos a trabajos de reacondicionamiento para mantener y/o incrementar
la producción.
A continuación se detallan los trabajos de reacondicionamiento realizados en los
diferentes pozos del campo Amargo (Ver Gráfico 3.1), considerando únicamente los
trabajos de reacondicionamiento en los que se han aplicado una de las técnicas de
estimulación vistas en el capítulo II y en los cuales las mismas hayan obtenido
resultados positivos.
GRÁFICO 3.1 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO, PARA ESTIMULAR LA PRODUCCIÓN, LLEVADOS A CABO EN EL CAMPO "AMARGO"
24%
37%
39%
Trabajos de Reacondicionamiento Campo
"Amargo"
Estimualción matricial
Reactiva
Estimulación matricial No
Reactiva
Fracturamiento Hidráulico
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
33
A continuación se tiene el detalle de los trabajos de reacondicionamiento que
involucran estimulaciones (reactiva o no reactiva) y fracturamiento hidráulico en el
Campo “Amargo” (Ver tablas 3.1 a 3.26); con su respectivo incremento de producción.
Con fines explicativos se define la siguiente simbología:
PA: Producción anterior al trabajo de reacondicionamiento.
PP: Producción posterior al trabajo de reacondicionamiento.
AP: Aumento de producción.
TABLA 3-1 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO POZO 001
Workover #: 9 Fecha de
Realización: 05/12/1982
Tipo de trabajo:
Estimulación ácida a la formación Hollín Tipo de
Estimulación Reactiva
PA [bppd] 1179 PP [bppd] 1386 AP: 17,6 %
TABLA 3-2 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO POZO 002
Workover #: 2 Fecha de
Realización: 09/10/1976
Tipo de trabajo:
Acidificar Hollín Tipo de
Estimulación Reactiva
PA [bppd] 175 PP [bppd] 1221 AP: 597,7%
Workover #: 31 Fecha de
Realización: 25/10/2012 No se lleva a cabo.
Tipo de trabajo:
Fracturamiento hidráulico a Hollín Tipo de
Estimulación Frac.
Hidráulico
PA [bppd] - PP [bppd] - AP: -
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
34
TABLA 3-3 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO POZO 003
Workover #: 1 Fecha de
Realización: 22/08/1973
Tipo de trabajo:
Estimulación ácida a la formación Hollín Tipo de
Estimulación Reactiva
PA [bppd] 84 PP [bppd] 936 AP: 1014,3%
Workover #: 6 Fecha de
Realización: 22/02/1979
Tipo de trabajo:
Estimulación ácida a la formación Hollín Superior
Tipo de Estimulación
Reactiva
PA [bppd] 0 PP [bppd] 522 AP: + 522 bppd
Workover #: 7 Fecha de
Realización: 07/05/1981
Tipo de trabajo:
Estimular Hollín con solventes. Tipo de
Estimulación No
Reactiva
PA [bppd] 170 PP [bppd] 270 AP: 58,8%
TABLA 3-4 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO POZO 004
Workover #: 3 Fecha de
Realización: 21/02/1980
Tipo de trabajo:
Estimulación con solventes a Hollín. Tipo de
Estimulación No
Reactiva
PA [bppd] 17 PP [bppd] 30 AP: 76,5%
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
35
Workover #: 15 Fecha de
Realización: 30/01/2013
Tipo de trabajo:
Fracturamiento hidráulico a Hollín. Tipo de
Estimulación Frac.
Hidráulico
PA [bppd] 112 PP [bppd] 160 AP: 42,9%
TABLA 3-5 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO POZO 006
Workover #: 4 Fecha de
Realización: 30/11/1980
Tipo de trabajo:
Estimulación con solventes a Hollín Tipo de
Estimulación No
Reactiva
PA [bppd] 1018 PP [bppd] 1075 AP: 5,6%
TABLA 3-6 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO POZO 008
Workover #: 7 Fecha de
Realización: 18/01/1984
Tipo de trabajo:
Acidificación Hollín Tipo de
Estimulación Reactiva
PA [bppd] 0 PP [bppd] 693 AP: +693 bppd
TABLA 3-7 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO POZO 010
Workover #: 2 Fecha de
Realización: 11/02/1974
Tipo de trabajo:
Estimulación ácida a Hollín. Tipo de
Estimulación Reactiva
PA [bppd] 2190 PP [bppd] 2712 AP: 23,8%
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
36
Workover #: 8 Fecha de
Realización: 15/06/1984
Tipo de trabajo:
Fracturamiento a Hollín. Tipo de
Estimulación Frac.
Hidráulico
PA [bppd] 0 PP [bppd] 826 AP: +826 bppd
TABLA 3-8 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO POZO 011A
Workover #: 16 Fecha de
Realización: 24/08/1998
Tipo de trabajo:
Solventes a la formación Hollín. Tipo de
Estimulación No
Reactiva
PA [bppd] 183 PP [bppd] 300 AP: 63,9%
Workover #: 18 Fecha de
Realización: 11/11/2012
Tipo de trabajo:
Fracturamiento hidráulico a Hollín Tipo de
Estimulación Frac.
Hidráulico
PA [bppd] 241 PP [bppd] 500 AP: 107,5%
TABLA 3-9 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO POZO 011B
Workover #: 1 Fecha de
Realización: 09/01/1977
Tipo de trabajo:
Estimulación con ácido a Hollín. Tipo de
Estimulación Reactiva
PA [bppd] 580 PP [bppd] 801 AP: 38,1%
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
37
Workover #: 4 Fecha de
Realización: 02/10/1980
Tipo de trabajo:
Estimulación con solventes a Hollín. Tipo de
Estimulación No
Reactiva
PA [bppd] 0 PP [bppd] 480 AP: +480 bppd
TABLA 3-10 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO POZO 013
Workover #: 4 Fecha de
Realización: 19/04/1975
Tipo de trabajo:
Estimulación con solventes a Hollín. Tipo de
Estimulación No
Reactiva
PA [bppd] 183 PP [bppd] 793 AP: 333,3%
Workover #: 8 Fecha de
Realización: 10/01/1980
Tipo de trabajo:
Estimulación con solventes a Hollín. Tipo de
Estimulación No
Reactiva
PA [bppd] 152 PP [bppd] 341 AP: 124,3%
Workover #: 9 Fecha de
Realización: 15/04/1980
Tipo de trabajo:
Estimulación con metanol, JP1 a Hollín. Tipo de
Estimulación No
Reactiva
PA [bppd] 172 PP [bppd] 273 AP: 58,7%
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
38
Workover #: 18 Fecha de
Realización: 09/07/1987
Tipo de trabajo:
Estimulación con ácido a Hollín. Tipo de
Estimulación Reactiva
PA [bppd] 174 PP [bppd] 365 AP: 109,8%
TABLA 3-11 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO POZO 014
Workover #: 11 Fecha de
Realización: 10/10/1988
Tipo de trabajo:
Estimulación con ácido a Hollín. Tipo de
Estimulación Reactiva
PA [bppd] 0 PP [bppd] 183 AP: +183 bppd
TABLA 3-12 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO POZO 015
Workover #: 4 Fecha de
Realización: 04/04/1977 El pozo no produce.
Tipo de trabajo:
Fracturar arena Hollín. Tipo de
Estimulación Frac.
Hidráulico
PA [bppd] - PP [bppd] - AP: -
Workover #: 10 Fecha de
Realización: 20/12/1983
Tipo de trabajo:
Acidificación a Hollín. Tipo de
Estimulación Reactiva
PA [bppd] 0 PP [bppd] 283 AP: +283 bppd
Pozo 017
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
39
Workover #: 1 Fecha de
Realización: 08/12/1975
Tipo de trabajo:
Estimulación con solventes a Hollín. Tipo de
Estimulación No
Reactiva
PA [bppd] 1298 PP [bppd] 1668 AP: 28,5%
Workover #: 12 Fecha de
Realización: 19/04/1975
Tipo de trabajo:
Fractura arena T Tipo de
Estimulación Frac.
Hidráulico
PA [bppd] 0 PP [bppd] 89 AP: +89 bppd
TABLA 3-13 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO POZO 020
Workover #: 1 Fecha de
Realización: 22/11/1973
Tipo de trabajo:
Acidificar Hollín. Tipo de
Estimulación Reactiva
PA [bppd] 264 PP [bppd] 1668 AP: 531,8%
TABLA 3-14 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO POZO 021
Workover #: 5 Fecha de
Realización: 01/09/1976
Tipo de trabajo:
Acidificar a Hollín. Tipo de
Estimulación Reactiva
PA [bppd] 0 PP [bppd] 248 AP: +248 bppd
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
40
Workover #: 29 Fecha de
Realización: 03/09/1984
Tipo de trabajo:
Fracturar a Hollín. Tipo de
Estimulación Frac.
Hidráulico
PA [bppd] 0 PP [bppd] 372 AP: +372 bppd
TABLA 3-15 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO POZO 022
Workover #:
2 Fecha de
Realización: 13/03/1977
Tipo de trabajo: Fracturar a Hollín. Tipo de
Estimulación Frac.
Hidráulico
PA [bppd] 516 PP [bppd] 697 AP: 35,1%
Workover #: 15 Fecha de
Realización: 14/04/1985
Tipo de trabajo:
Fracturar a Hollín. Tipo de
Estimulación Frac.
Hidráulico
PA [bppd] 0 PP [bppd] 266 AP: +266 bppd
Workover #: Sin
Torre Fecha de
Realización: 30/06/1997
Tipo de trabajo:
Tratamiento con solventes a Hollín. Tipo de
Estimulación No
Reactiva
PA [bppd] 217 PP [bppd] 397 AP: 82,9%
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
41
TABLA 3-16 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO POZO 025
Workover #: 9 Fecha de
Realización: 24/10/1978
Tipo de trabajo:
Fracturar Arenas U y T Tipo de
Estimulación Frac.
Hidráulico
PA [bppd] 0 PP [bppd] 842 AP: +842 bppd
TABLA 3-17 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO POZO 026
Workover #: 3 Fecha de
Realización: 13/08/1973
Tipo de trabajo:
Acidificar Hollín. Tipo de
Estimulación Reactiva
PA [bppd] 1414 PP [bppd] 2535 AP: 79,3%
Workover #: 6 Fecha de
Realización: 19/03/1980
Tipo de trabajo:
Tratamiento con solventes a Hollín. Tipo de
Estimulación No
Reactiva
PA [bppd] 12 PP [bppd] 246 AP: 1950%
TABLA 3-18 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO POZO 027
Workover #: 1 Fecha de
Realización: 25/01/1978
Tipo de trabajo:
Acidificar a Hollín. Tipo de
Estimulación Reactiva
PA [bppd] 106 PP [bppd] 999 AP: 842,5%
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
42
Workover #: Sin
Torre Fecha de
Realización: 13/03/1977
Tipo de trabajo:
Acidificar Hollín. Tipo de
Estimulación Reactiva
PA [bppd] 57 PP [bppd] 234 AP: 310,5%
TABLA 3-19 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO POZO 028
Workover #: 1 Fecha de
Realización: 23/09/1979
Tipo de trabajo:
Fracturar a Hollín. Tipo de
Estimulación Frac.
Hidráulico
PA [bppd] 0 PP [bppd] 17 AP: +17 bppd
TABLA 3-20 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO POZO 030
Workover #: 1 Fecha de
Realización: 113/02/1983
Tipo de trabajo:
Estimular con ácido a Hollín. Tipo de
Estimulación Reactiva
PA [bppd] 415 PP [bppd] 856 AP: 106,6%
Workover #: 2 Fecha de
Realización: 17/02/1984
Tipo de trabajo:
Acidificar a Hollín. Tipo de
Estimulación Reactiva
PA [bppd] 329 PP [bppd] 855 AP: 160%
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
43
Workover #: 16 Fecha de
Realización: 20/05/2002
Tipo de trabajo:
Fracturar arena U. Tipo de
Estimulación Frac.
Hidráulico
PA [bppd] 122 PP [bppd] 351 AP: 187,7%
TABLA 3-21 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO POZO 035
Workover #: 11 Fecha de
Realización: 04/03/2013
Tipo de trabajo:
Fracturar a Hollín. Tipo de
Estimulación Frac.
Hidráulico
PA [bppd] 84 PP [bppd] 101 AP: 20,2%
TABLA 3-22 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO POZO 040
Workover #: 1 Fecha de
Realización: 30/12/2012
Tipo de trabajo:
Fracturar a Hollín. Tipo de
Estimulación Frac.
Hidráulico
PA [bppd] 0 PP [bppd] 529 AP: +529 bppd
TABLA 3-23 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO POZO 041
Workover #: 3 Fecha de
Realización: 21/06/2013
Tipo de trabajo:
Fracturar a Hollín. Tipo de
Estimulación Frac.
Hidráulico
PA [bppd] 0 PP [bppd] 163 AP: +163 bppd
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
44
TABLA 3-24 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO POZO 043
Workover #: 4 Fecha de
Realización: 17/09/2012
Tipo de trabajo:
Fracturar a Hollín. Tipo de
Estimulación Frac.
Hidráulico
PA [bppd] 116 PP [bppd] 280 AP: 241%
TABLA 3-25 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO POZO 044
Workover #: 3 Fecha de
Realización: 23/08/2012
Tipo de trabajo:
Fracturar a Hollín. Tipo de
Estimulación Frac.
Hidráulico
PA [bppd] 66 PP [bppd] 135,7 AP: 285%
TABLA 3-26 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO POZO 048
Workover #: 3 Fecha de
Realización: 19/09/2012
Tipo de trabajo:
Fracturar a Hollín. Tipo de
Estimulación Frac.
Hidráulico
PA [bppd] 0 PP [bppd] 790 AP: +790 bppd
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
45
3.2. ANÁLISIS DE LOS DATOS OBTENIDOS
ESTIMULACIÓN MATRICIAL NO REACTIVA
Se aplicaron un total de 10 trabajos de estimulación con solventes, en la arena
Hollín de los diferentes pozos del Campo Amargo (Ver Gráfico 3.2). El promedio
de aumento de producción fue de 278,5%.
GRÁFICO 3.2 VALORES DE AUMENTO DE PRODUCCIÓN POR ESTIMULACIÓN MATRICIAL NO REACTIVA [%]
ESTIMULACIÓN MATRICIAL REACTIVA
Se aplicaron un total de 12 trabajos de estimulación con ácido, en la arena Hollín
de los diferentes pozos del Campo Amargo (Ver Gráfico 3.3). El valor promedio
de aumento de la producción fue de 319,33%.
Es importante indicar que la estimulación matricial reactiva es la técnica con
mejor promedio de las tres en cuanto a porcentaje de incremento de la
producción.
P003; 58,8
P004; 76,5
P006; 5,6
P011A; 63,9
P013; 333,3
P013; 124,3
P013; 58,7
P015; 28,5P022 82,9
P025; 1950
0
500
1000
1500
2000
2500
0 2 4 6 8 10 12
Au
me
nto
de
la P
rod
ucc
ión
[%
]
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
46
GRÁFICO 3.3 VALORES DE AUMENTO DE PRODUCCIÓN ESTIMULACIÓN MATRICIAL REACTIVA [%]
FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO
Se aplicaron un total de 13 trabajos con resultados positivos de fracturamiento
hidráulico, en la arena Hollín de los diferentes pozos del Campo Amargo (Ver
Gráfico 3.4). El aumento de producción promedio con esta técnica fue de 285
bppd.
GRÁFICO 3.4 VALORES DE AUMENTO DE PRODUCCIÓN - FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO
P001; 17,6
P002; 597,7
P003; 1014,3
P010; 23,8P011B; 38,1
P013; 109,8
P020 531,8
P026; 79,3
P027; 842,5
P027; 310,5
P030; 160
P030; 106,60
200
400
600
800
1000
1200
0 2 4 6 8 10 12 14Au
me
nto
de
la P
rod
ucc
ión
[%
]
P004; 48
P010; 826
P011A; 259
P022; 181
P022; 266
P035; 17
P040; 529
P041; 163
P028; 17
P043; 164
P044; 69,7
P048; 790
P021; 372
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
0 2 4 6 8 10 12 14
Au
me
nto
de
la P
rod
ucc
ión
[b
pp
d]
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
47
3.3. DETERMINACIÓN DE PERCENTILES DE PROBABILIDAD
Mediante la utilización del software estadístico Crystal Ball se realizó una distribución
triangular con una simulación de 5000 iteraciones se determinaron los percentiles de
probabilidad con base en los valores mostrados en el literal 3.2, obteniendo así tres
valores representativos, el p10, el p50 y el p90, en donde el p90 es el valor que tiene
90% de probabilidad de ocurrencia, el p50 el valor medio con el 50% de probabilidad
de ocurrencia y el p10 el valor con 10% de probabilidad de ocurrencia.
ESTIMULACIÓN MATRICIAL NO REACTIVA Valores correspondientes a los percentiles (Ver Gráfico 3.5)
P10= 1383, 87% P50= 664, 87% P90= 233,83 %
GRÁFICO 3.5 PERCENTILES DE PROBABILIDAD ESTIMULACIÓN MATRICIAL NO REACTIVA
ESTIMULACIÓN MATRICIAL REACTIVA Valores correspondientes a los percentiles (Ver Gráfico 3.6)
P10= 744, 30% P50= 417, 85% P90= 188, 99%
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
[%]
48
GRÁFICO 3.6 PERCENTILES DE PROBABILIDAD ESTIMULACIÓN MATRICIAL REACTIVA
FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO Valores correspondientes a los percentiles (Ver Gráfico 3.7).
P10= 614,83 [bppd] P50= 356,78 [bppd] P90= 163,04 [bppd]
GRÁFICO 3.7 PERCENTILES DE PROBABILIDAD FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
[%]
[BPPD]
49
3.4. DETERMINACIÓN DE POZOS APTOS PARA LA APLICACIÓN
POZOS ACTIVOS EN EL CAMPO “AMARGO”
Para Octubre del 2016 se encuentran activos 22 pozos, los cuales aportan cerca de
3391 bppd y 2251 bapd. De estos 22 pozos, fueron considerados 13 para la selección
de los pozos analizados (Ver Tabla 3.27), puesto que los mismos producen de la arena
Hollín la cual ha sido objetivo en el mayor número de veces de trabajos de
reacondicionamiento.
TABLA 3-27 POZOS PRODUCTORES DE LA ARENA HOLLÍN (Octubre, 2016)
POZO N°
BFPD
BPPD
BAPD
BSW
13H 151 72,48 78,52 52
18HI 265 43,46 221,54 83,6
18HS 50 8,2 41,8 83,6
27HS 282 45,12 236,88 84
35HS 165 121,77 43,23 26,2
37HS 538 494,96 43,04 8
11HS 302 166,1 135,9 45
40HS 105 103,95 1,05 1
47HI 185 173,9 11,1 6
47HS 55 51,7 3,3 6
44HS 97 72,56 24,44 25,2
43HS 238 148,04 89,96 37,8
39HS 729 600,7 128,3 17,6
Promedio 243,23 161,76 81,47 36,61
Para la selección de los pozos para realizar el análisis de aumento de producción
con las diferentes técnicas de estimulación, se consideraron los pozos que
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
50
producían petróleo en menor cantidad que el promedio del campo y a su vez menor
cantidad de agua que el promedio del campo. (Ver Gráfico 3.8)
GRÁFICO 3.8 CUADRO DE SELECCIÓN DE POZOS EN BASE AL PROMEDIO DE PRODUCCIÓN DE AGUA Y PETRÓLEO DEL CAMPO "AMARGO"
Cuadrante I: Pozos con mayor producción de petróleo que el promedio del campo y
mayor producción de agua que el promedio del campo.
0
50
100
150
200
250
0 100 200 300 400 500 600 700
BA
RR
ILES
DE
AG
UA
PO
R D
ÍA
BARRILES DE PETROLEO POR DÍA
13H
18HI
18HS
27HS
35HS
37HS
11HS
III
III IV
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
51
Cuadrante II: Pozos con menor producción de petróleo y mayor producción de agua
que el promedio del campo.
Cuadrante III: Pozos con menor producción de agua y menor producción de petróleo
que el promedio del campo.
Cuadrante IV: Pozos con mayor producción de petróleo y menor producción de agua
que el promedio del campo.
Con base en la Gráfico 3,8, en una etapa inicial de selección, se pueden considerar
que los pozos más adecuados para aplicar las técnicas de mejoramiento de producción
son los pertenecientes al cuadrante III (Ver Tabla 3.28), ya que si el sistema de
levantamiento esta optimizado, su baja producción de fluido o bajo índice de
productividad se le puede atribuir a propiedades de rocas más pobres con respecto al
resto de los pozos del campo.
Sin embargo los pozos 13HS y 18HS no serán considerados ya que tienen un alto
corte de agua.
TABLA 3-28 POZOS DEL CUADRANTE III APTOS PARA TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO
POZO N°
13HS
35HS
18HS 44HS 47HS 40HS
Pozos descartados por alto corte de agua
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
52
DATOS DE LOS POZOS CANDIDATOS
Datos de producción y completación de los pozos candidatos para la aplicación de las
técnicas de estimulación. (Tabla 3.29)
TABLA 3-29 DATOS DE LOS POZOS APTOS PARA LAS ESTIMULACIONES
Pozo N°
Tipo de Levantami
ento BPPD BAPD MSCF BSW GOR GLR WGR API
13HS BES 72,48 78,52 50 52 698,9 331,1 636,8 24,9
18HS Hidráulico 8,2 41,8 0 83,6 0 0 0 28,2
35HS Hidráulico 121,77 43,23 50 26,2 410,6 303 1156,6 26,6 40HS BES 103,95 1',05 65 1 625,3 619,1 61905 28,9 47HS BES 51,7 3,3 13 6 251,5 236,4 3939,4 28,5 44HS Hidráulico 72,56 24,44 61 25,2 840,7 628,9 2495,5 28,5
3.5. APLICACIÓN DE LAS TÉCNICAS A LOS POZOS ÓPTIMOS
La aplicación de las técnicas de estimulación en los 4 pozos candidatos (35HS, 44HS.
40 HS, 47HS) fue analizada mediante el aumento de la producción que las mismas
generarían para cada una de las técnicas. Una vez determinado el incremento de
producción se estimaron las reservas remanentes utilizando curvas de declinación en
cada uno de los casos.
Se aplicó una declinación exponencial, por ser la que históricamente se ajusta más al
campo, con un valor anual del 45%.
ESTIMULACIÓN MATRICIAL NO REACTIVA
POZO 35HS (Ver Gráfico 3.9)
actual p10 p50 p90
1383,3 664,87 233,33
35HS [bppd] 121,7 1805,176 930,8468 405,6626 @ oct -
16
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
53
GRÁFICO 3.9 DECLINACIONES POZO 35HS NO REACTIVA
Np [Mbp] 84.515 318.994 752.686 1.475.052 Np Ganado [Mbp] 234.479 668.171 1.390.537
POZO 40HS (Ver Gráfico 3.10)
actual p10 p50 p90
1383,3 664,87 233,33
40HS [bppd] 103,95 1541,89 795,0824 346,4965 @ oct -
16
GRÁFICO 3.10 DECLINACIONES POZO 40HS NO REACTIVA
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
54
Np [Mbp] 69.976 270.248 640.673 1.257.105 Np Ganado [Mbp] 200.271 570.697 1.187.128
POZO 44HS (Ver Gráfico3.11)
actual p10 p50 p90
1383,3 664,87 233,33
44HS [bppd] 72,56 1076,282 554,9897 241,8642 @ oct -
16
GRÁFICO 3.11 DECLINACIONES POZO 40HS NO REACTIVA
Np [Mbp] 43.801 183.576 442.115 872.888
Np Ganado [Mbp] 139.775 398.314 829.087
POZO 47HS (Ver Gráfico 3.12)
actual p10 p50 p90
1383,3 664,87 233,33
47HS [bppd] 51,7 766,8661 395,4378 172,3316 @ oct -
16
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
55
GRÁFICO 3.12 DECLINACIONES POZO 47HS NO REACTIVA
Np [Mbp] 26.595 126.168 310.355 617.346 Np Ganado [Mbp] 99.573 283.760 590.750
ESTIMULACIÓN MATRICIAL REACTIVA
POZO 35HS (Ver Gráfico 3.13)
actual p10 p50 p90
744,3 417,85 188,99
35HS [bppd] 121,7 1027,513 630,2235 351,7008 @ oct -
16
GRÁFICO 3.13 DECLINACIONES POZO 35HS REACTIVA
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
56
Np [Mbp] 84.564 274.464 504.914 833.228 Np Ganado [Mbp] 189.900 420.350 748.664
POZO 40HS (Ver Gráfico 3.14)
actual p10 p50 p90
744,3 417,85 188,99
40HS [bppd] 103,95 877,6499 538,3051 300,4051 @ oct -
16
GRÁFICO 3.14 DECLINACIONES POZO 40HS REACTIVA
Np [Mbp] 69.976 232.062 428.220 708.484 Np Ganado [Mbp] 162.085 358.244 638.508
POZO 44HS (Ver Gráfico 3.15)
actual p10 p50 p90
744,3 417,85 188,99
44HS [bppd] 72,56 612,6241 375,752 209,6911 @ oct -
16
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
57
GRÁFICO 3.15 DECLINACIONES POZO 44HS REACTIVA
Np [Mbp] 43.801 156.884 294.315 489.941 Np Ganado [Mbp] 113.083 250.513 446.139
POZO 47HS (Ver Gráfico 3.16)
actual p10 p50 p90
744,3 417,85 188,99
47HS [bppd] 51,7 436,5031 267,7285 149,4078 @ oct -
16
GRÁFICO 3.16 DECLINACIONES POZO 47HS REACTIVA
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
58
Np [Mbp] 26.595 107.116 205.115 344.495
Np Ganado [Mbp] 80.521 178.519 317.900
FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO
POZO 35HS (ver Gráfico 3.17)
actual p10 p50 p90
614,83 356,78 163,04
35HS [bppd] 121,7 736,53 478,48 284,74 @ oct -
16
GRÁFICO 3.17 DECLINACIONES POZO 35HS FRACTURAMIENTO
Np [Mbp] 84.564 218.828 378.949 592.391
Np Ganado [Mbp] 134.265 294.386 507.827
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
59
POZO 40HS (Ver Gráfico 3.18)
actual p10 p50 p90
614,83 356,78 163,04
40HS [bppd] 103,95 718,78 460,73 266,99 @ oct -
16
GRÁFICO 3.18 DECLINACIONES POZO 40HS FRACTURAMIENTO
Np [Mbp] 69.976 204.549 364.238 577.463 Np Ganado [Mbp] 134.572 294.262 507.487
POZO 44HS (Ver Gráfico 3.19)
actual p10 p50 p90
614,83 356,78 163,04
44HS [bppd] 72,56 687,39 429,34 235,6 @ oct -
16
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
60
GRÁFICO 3.19 DECLINACIONES POZO 47HS FRACTURAMIENTO
Np [Mbp] 43.801 178.219 338.239 551.652
Np Ganado [Mbp] 134.417 294.437 507.850
POZO 47HS (Ver Gráfico 3.20)
actual p10 p50 p90
614,83 356,78 163,04
47HS [bppd] 51,7 666,53 408,48 214,74 @ oct -
16
GRÁFICO 3.20 DECLINACIONES POZO 47HS FRACTURAMIENTO
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
61
Np [Mbp] 26.595 161.277 321.209 534.314
Np Ganado [Mbp] 134.681 294.614 507.719
3.6. ANÁLISIS DE LA CAPACIDAD DE OFERTA DE LOS POZOS CANDIDATOS
Mediante el uso del software Prosper se realizó un análisis de la curva de oferta (IPR
– Inflow Performance Relationship) (Ver Gráficos 3.21 a 3.24) de los pozos candidatos
para determinar su capacidad de aporte en base a características de reservorio
(permeabilidad, presión de reservorio, presión de burbuja, espesor de los reservorios,
API del crudo, factor volumétrico del petróleo, etc.) y relacionarlo con los diferentes
valores obtenidos en los percentiles en cada una de las estimulaciones.
Se debe mencionar que dentro del análisis se consideró que el daño de la formación
tiene un valor de cero, esto debido a que para obtener el máximo potencial de aporte
del pozo no debe existir daño que interfiera en la producción.
POZO 35HS
A continuación se detallan los datos de entrada para la generación de la curva IPR
(Ver Gráfico 3.21) del pozo 35HS correspondientes al reservorio Hollín (Var Tabla 3-
30).
TABLA 3-30 DATOS CORRESPONDIENTES AL POZO 35HS
P. Reservorio 4300 psi
Espesor del Reservorio
22 ft
P. Burbuja 750 psi Área de Drenaje 58 acres
Permeabilidad 16.95 md Gravedad Específica
del Gas 0.89
GOR 188 scf/STB Corte de Agua 26 %
Viscosidad del Petróleo
1.57 cp Temperatura del
Reservorio 230 °F
Factor Volumétrico Oil
1.157 RB/STB Gravedad API 29 °API
Prod. Acumulada 227000 Bp
Radio del Pozo 0.333 ft Reservas Remanentes 224767,32 Bp
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
62
GRÁFICO 3.21 CURVA IPR POZO 35HS
Con base en la curva IPR se determinó que el máximo potencial de aporte del pozo
35HS es de 859 [BFD], sin embargo debido a que la presión de burbuja es de 750 psi
se recomienda trabajar a un caudal máximo de 760 [BFD] para no generar gas.
ANÁLISIS DE LOS PERCENTILES
- ESTIMULACIÓN MATRICIAL NO REACTIVA
Para el caso de esta estimulación, los percentiles coincidentes con el aporte máximo
del pozo son los correspondientes al p90 = 405,66 [bppd] o 511,13 [BFD].
- ESTIMULACIÓN MATRICIAL RECTIVA
Para el caso de esta estimulación, los percentiles coincidentes con el aporte máximo
del pozo son los correspondientes al p90 = 351[bppd] o 442 [BFD].
- FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO
Para el fracturamiento hidráulico, los percentiles coincidentes con el aporte máximo
del pozo son los correspondientes al p50 = 478 [bppd] o 602[BFD] y al p90 = 285 [bppd]
o 360 [BFP].
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
63
POZO 40HS
A continuación se detallan los datos de entrada para la generación de la curva IPR
(Ver Gráfico 3.22) del pozo 40HS correspondientes al reservorio Hollín (Var Tabla 3-
31).
TABLA 3-31 DATOS CORRESPONDIENTES AL POZO 40HS
P. Reservorio 4045 psi
Espesor del Reservorio
30 ft
P. Burbuja 725 psi Área de Drenaje 75 acres
Permeabilidad 60 md Gravedad Específica
del Gas 1.4143
GOR 193 scf/STB Corte de Agua 4 %
Viscosidad del Petróleo
1.57 cp Temperatura del
Reservorio 241 °F
Factor Volumétrico Oil
1.157 RB/STB Gravedad API 28.90 °API
Prod. Acumulada 431000 Bp
Radio del Pozo 0.29 ft Reservas Remanentes 611212,92 Bp
GRÁFICO 3.22 CURVA IPR POZO 40HS
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
64
Con base en la curva IPR se determinó que el máximo potencial de aporte del pozo
40HS es de 2873 [BFD], sin embargo debido a que la presión de burbuja es de 725 psi
se recomienda trabajar a un caudal máximo de 2570 [BFD] para no generar gas.
ANÁLISIS DE LOS PERCENTILES
- ESTIMULACIÓN MATRICIAL NO REACTIVA
Para el caso de esta estimulación, los percentiles coincidentes con el aporte máximo
del pozo son los correspondientes al p10 = 1541 [bppd] o 1602 [BFD], p50 = 795 [bppd]
o 806 [BFD] y al p90 = 346 [bppd] o 360 [BFP].
- ESTIMULACIÓN MATRICIAL RECTIVA
Para el caso de esta estimulación, los percentiles coincidentes con el aporte máximo
del pozo son los correspondientes al p10 = 877 [bppd] o 912 [BFD], p50 = 538 [bppd]
o 560 [BFD] y al p90 = 300 [bppd] o 312 [BFP].
- FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO
Para el fracturamiento hidráulico, los percentiles coincidentes con el aporte máximo
del pozo son los correspondientes al p10 = 718 [bppd] o 746[BFD], p50 = 460 [bppd]
o 478 [BFD] y al p90 = 267 [bppd] o 277 [BFP].
POZO 44HS
A continuación se detallan los datos de entrada para la generación de la curva IPR
(Ver Gráfico 3.23) del pozo 44HS correspondientes al reservorio Hollín (Var Tabla 3-
32).
TABLA 3-32 DATOS CORRESPOMDIENTES AL POZO 44HS
P. Reservorio 4011 psi
Espesor del Reservorio
32 ft
P. Burbuja 814 psi Área de Drenaje 75 acres
Permeabilidad 21 md Gravedad Específica
del Gas 1.25
65
TABLA 3-33 DATOS CORRESPOMDIENTES AL POZO 44HS CONTINUACIÓN
GOR 189 scf/STB
Corte de Agua 6 %
Viscosidad del Petróleo
0.69 cp Temperatura del
Reservorio 232 °F
Factor Volumétrico Oil
1.118 RB/STB Gravedad API 28.80 °API
Prod. Acumulada 225000 Bp Radio del Pozo 0.29 ft Reservas Remanentes 436017 Bp
GRÁFICO 3.23 CRUVA IPR POZO 44HS
Con base en la curva IPR se determinó que el máximo potencial de aporte del pozo
44HS es de 1933 [BFD], sin embargo debido a que la presión de burbuja es de 814 psi
se recomienda trabajar a un caudal máximo de 1690 [BFD] para no generar gas.
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
66
ANÁLISIS DE LOS PERCENTILES
- ESTIMULACIÓN MATRICIAL NO REACTIVA
Para el caso de esta estimulación, los percentiles coincidentes con el aporte máximo
del pozo son los correspondientes al p10 = 1076 [bppd] o 1140 [BFD], p50 = 554 [bppd]
o 587 [BFD] y al p90 = 346 [bppd] o 360 [BFP].
- ESTIMULACIÓN MATRICIAL RECTIVA
Para el caso de esta estimulación, los percentiles coincidentes con el aporte máximo
del pozo son los correspondientes al p10 = 612 [bppd] o 648 [BFD], p50 = 375 [bppd]
o 398 [BFD] y al p90 = 209 [bppd] o 221 [BFP].
- FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO
Para el fracturamiento hidráulico, los percentiles coincidentes con el aporte máximo
del pozo son los correspondientes al p10 = 687 [bppd] o 728 [BFD], p50 = 429 [bppd]
o 454 [BFD] y al p90 = 236 [bppd] o 250 [BFP].
POZO 47HS
A continuación se detallan los datos de entrada para la generación de la curva IPR
(Ver Gráfico 3.24) del pozo 47HS correspondientes al reservorio Hollín (Var Tabla 3-
33).
TABLA 3-34 DATOS CORRESPONDIENTES AL POZO 47HS
P. Reservorio 4308 psi
Espesor del Reservorio 27 ft
P. Burbuja 730 psi Área de Drenaje 60 acres
Permeabilidad 19 md Gravedad Específica
del Gas 0.98
GOR 93 scf/STB Corte de Agua 25 %
Viscosidad del Petróleo
3.013 cp Temperatura del
Reservorio 241 °F
Factor Volumétrico Oil
1,11 RB/STB Gravedad API 25 °API
Prod. Acumulada 175000 Bp Radio del Pozo 0.29 ft Reservas Remanentes 128502 Bp
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
67
GRÁFICO 3.24 CURVA IPR POZO 47HS
Con base en la curva IPR se determinó que el máximo potencial de aporte del pozo
47HS es de 568 [BFD], sin embargo debido a que la presión de burbuja es de 730 psi
se recomienda trabajar a un caudal máximo de 500 [BFD] para no generar gas.
ANÁLISIS DE LOS PERCENTILES
- ESTIMULACIÓN MATRICIAL NO REACTIVA
Para el caso de esta estimulación, los percentiles coincidentes con el aporte máximo
del pozo son los correspondientes al p90 = 172 [bppd] o 215 [BFP].
- ESTIMULACIÓN MATRICIAL RECTIVA
Para el caso de esta estimulación, los percentiles coincidentes con el aporte máximo
del pozo son los correspondientes al p50 = 268 [bppd] o 335 [BFD] y al p90 = 150
[bppd] o 187 [BFP].
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
68
- FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO
Para el fracturamiento hidráulico, los percentiles coincidentes con el aporte máximo
del pozo son los correspondientes al p90 = 214 [bppd] o 268 [BFD].
3.7. ANÁLISIS ECONÓMICO El análisis económico permitió determinar la rentabilidad de aplicar las técnicas de
estimulación que se acercaban más a la capacidad de aporte del pozo trabajando
sobre el punto de burbuja, en cada pozo candidato. Se utilizaron tres indicadores
económicos que son:
- El VAN (Valor Actual Neto)
- El TIR (Tasa Interna de Retorno)
- Relación C/B (Costo – Beneficio)
Así mismo se tomaron en cuenta las siguientes premisas para realizar el análisis
económico:
- El valor de producción de un barril de petróleo en el campo Amargo es de
aproximadamente $8 (ocho dólares americanos).
- El valor de venta de un barril de petróleo para el análisis será de $ 40 (cuarenta
dólares americanos), con base en el indicador WTI y tras haber sido reducido el valor
del castigo al crudo ecuatoriano.
- Los costos aproximados de la implementación de las técnicas de estimulación son:
Estimulación Matricial No Reactiva…………………………...$ 55 000 (cincuenta
y cinco mil dólares americanos).
Estimulación Matricial Reactiva……………………………...…$ 75 000 (setenta y
cinco mil dólares americanos).
Fracturamiento Hidráulico……………………………………..$ 250 000
(doscientos cincuenta mil dólares americanos).
69
- Adicionalmente se tiene una inversión referente a costos de taladro, combustibles,
corrida de tubería, inspección de la tubería, agua de matado, logística de materiales,
adecuaciones en locación, mantenimiento de herramientas, etc., de:
Estimulación Matricial No Reactiva y Estimulación Matricial
Reactiva…………...$ 180 000 (ciento ochenta mil dólares americanos).
Fracturamiento Hidráulico……………$ 230 000 (doscientos treinta mil dólares
americanos).
- Para el caso de la tasa interna de retorno se tomó una tasa de interés del 12% anual.
POZO 35HS
A continuación tenemos los indicadores económicos correspondientes al pozo 35HS
con un fracturamiento hidráulico en su percentil p50. (Ver Gráficos 3.25 a 3.27).
GRÁFICO 3.25 VAN POZO 35HS
VAN P50
Series1 $952.214,49
$0,00
$100.000,00
$200.000,00
$300.000,00
$400.000,00
$500.000,00
$600.000,00
$700.000,00
$800.000,00
$900.000,00
$1.000.000,00
VAN POZO 35HS
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
70
GRÁFICO 3.26 TIR POZO 35HS
GRÁFICO 3.27 RELACION C/B POZO 35HS
POZO 40HS
A continuación tenemos los indicadores económicos correspondientes al pozo 40HS
con una estimulación matricial no reactiva en su percentil p10. (Ver Gráficos 3.28 a
3.30).
TIR P50
Series1 93%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
Títu
lo d
el e
je
TIR POZO 35HS
C/B P50
Series1 25,29
0,00
5,00
10,00
15,00
20,00
25,00
30,00
Títu
lo d
el e
je
Relación C/B POZO 35HS
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
71
GRÁFICO 3.28 VAN POZO 40HS
GRÁFICO 3.29 TIR POZO 40HS
VAN P10
Series1 $1.742.610,38
$0,00
$200.000,00
$400.000,00
$600.000,00
$800.000,00
$1.000.000,00
$1.200.000,00
$1.400.000,00
$1.600.000,00
$1.800.000,00
$2.000.000,00
Títu
lo d
el e
je
VAN POZO 40HS
TIR P10
Series1 634%
0%
100%
200%
300%
400%
500%
600%
700%
Títu
lo d
el e
je
TIR POZO 40HS
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
72
GRÁFICO 3.30 RELACION C/B PZOO 40HS
POZO 44HS
A continuación tenemos los indicadores económicos correspondientes al pozo 44HS
con una estimulación matricial no reactiva en su percentil p10. (Ver Gráficos 3.31 a
3.33).
GRÁFICO 3.31 VAN POZO 44HS
C/B P10
Series1 77,14
0,00
10,00
20,00
30,00
40,00
50,00
60,00
70,00
80,00
90,00
Títu
lo d
el e
je
RelaciónC/B POZO 40HS
VAN P10
Series1 $1.297.196,44
$0,00
$200.000,00
$400.000,00
$600.000,00
$800.000,00
$1.000.000,00
$1.200.000,00
$1.400.000,00
Títu
lo d
el e
je
VAN POZO 44HS
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
73
GRÁFICO 3.32 TIR POZO 44HS
GRÁFICO 3.33 RELACION C/B POZO 44HS
POZO 47HS
A continuación tenemos los indicadores económicos correspondientes al pozo 47HS
con una estimulación matricial reactiva en su percentil p50. (Ver Gráficos 3.34 a 3.36).
TIR P10
Series1 442%
0%
50%
100%
150%
200%
250%
300%
350%
400%
450%
500%
Títu
lo d
el e
je
TIR POZO 44HS
C/B P10
Series1 67,96
0,00
10,00
20,00
30,00
40,00
50,00
60,00
70,00
80,00
Títu
lo d
el e
je
Relación C/B POZO 44HS
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
74
GRÁFICO 3.34 VAN POZO 47HS
GRÁFICO 3.35 TIR POZO 47HS
VAN P50
Series1 $519.221,53
$0,00
$100.000,00
$200.000,00
$300.000,00
$400.000,00
$500.000,00
$600.000,00
VAN POZO47HS
TIR P50
Series1 98%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
TIR POZO 47HS
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
75
GRÁFICO 3.36 RELACION C/B POZO 47HS
C/B P50
Series1 26,36
0,00
5,00
10,00
15,00
20,00
25,00
30,00
Relación C/B POZO 47Hs
Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.
76
4. CAPITULO IV CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
4.1. CONCLUSIONES
- En el campo Amargo se han llevado a cabo 46 trabajos de
reacondicionamiento correspondientes a técnicas de estimulación de la
producción, de los cuales 11 corresponden a estimulación matricial no
reactiva, 17 a estimulación matricial reactiva y 18 a fracturamiento hidráulico,
indicando valores cercanos en cuanto a cantidad de trabajos realizados por
cada técnica.
- La mayor ganancia en cuanto a porcentaje de producción de manera individual
(por pozo) se obtuvo con la estimulación matricial no reactiva (pozo 026) con
un valor de 1950% y así mismo con esta técnica se dio el menor aumento en
cuanto a porcentaje con un valor del 5,6% (pozo 06).
- En cuanto al fracturamiento hidráulico el mejor aumento de producción fue de
826 bppd (pozo 10) y el peor caso en pozos que su producción no tuvo
aumento.
- El mayor valor de producción acumulada se obtuvo en el pozo 35HS (p10=
1390,537 [Mbp], p50= 668,171 [Mbp] y p90=234,479 [Mbp]) con estimulación
matricial no reactiva. Mientras que el menor valor de ganancia de producción
acumulada resultó en el pozo 47HS (p10= 317,900 [Mbp], p50= 178,519
[Mbp], p90= 805,21 [Mbp]) tras haberse realizado una estimulación matricial
reactiva.
77
- En general la técnica que demostró mejores resultados en promedio en cuanto
al aumento de producción en el Campo Amargo fue la de estimulación matricial
reactiva con un valor de 319,99%. Sin embargo una vez aplicada la distribución
triangular y su respectiva simulación, la estimulación matricial no reactiva fue
la que obtuvo mejores resultados en sus percentiles (p10= 1383,87%, p50=
664,87%, p90=233,83%).
- Como es de esperarse, la estimulación matricial no reactiva fue la que generó
también mayor tiempo de producción de los diferentes pozos, con valores
promedios para el p90= 2,67 años, para el p50=4,5 años y para el p10= 6 años.
Tanto el fracturamiento hidráulico como la estimulación matricial reactiva
tuvieron valores similares en cuanto a ganancia de años de vida del pozo
(p90= 2,4 años, p50= 3,7 años, p10= 4,7 años) (Ver anexo 8).
- En cuanto al análisis individual por pozos (Ver Anexo 10) se obtuvo los
siguientes resultados al comparar los valores obtenidos con el incremento de
producción en los diferentes percentiles con el análisis de la capacidad de
aporte del pozo en base a sus características de reservorio:
- Para el pozo 35Hs la técnica que más se adapta es el fracturamiento
hidráulico en su percentil 90 (Qmáx= 602 [BFD] = 478,48 [bppd]).
- Para el pozo 40HS se obtuvo que la estimulación matricial no reactiva
es la más adecuada, en su percentil 10 (Qmáx= 1603 [BFD] = 1541
[bppd]).
- Para el pozo 44HS la técnica que más se adapta es la estimulación
matricial no reactiva en su percentil p10 (Qmáx= 1140 [BFD] = 1076
[bppd]).
- Para el pozo 47HS la estimulación matricial reactiva es la más adecuada
aplicarse, en su percentil 50 (Qmáx= 334 [BFD] = 267,72 [bppd]).
- En lo que refiere al análisis económico proyectado para un año y medio, el
pozo que mejores indicadores tiene es el 40HS con la estimulación matricial
no reactiva (p90 è VAN= $1.742.610,38, TIR=634%, C/B= 77,14), y el peor
78
caso se da con el pozo 47hs con estimulación matricial ácida (p50 è
VAN=$519.221,53 TIR= 98%, C/B= 26,36).
- De manera global el análisis económico indica que caso de aplicar cualquier
técnica los indicadores son positivos para cualquier valor de los percentiles
analizados que concuerdan con la capacidad de aporte del pozo en base a sus
características de reservorio (análisis IPR).
- En base a las anteriores conclusiones la técnica que tiene mejores indicadores
tanto de producción como económicos es la estimulación matricial no reactiva
(pozos 40HS y 44HS) seguida del fracturamiento hidráulico (pozo 35HS) y
finalmente la estimulación matricial reactiva (pozo 47HS).
- A continuación se detalla una tabla con los resultados y principales indicadores
para los pozos seleccionados:
POZO Producción
Anterior [BPPD]
Técnica a Aplicar
Producción lograda
con a técnica [BPPD]
Tiempo extra de
Producción [años]
Tasa Interna de
Retorno [%]
35HS 121,77 Fracturamiento
Hidráulico 478,48 3,16 93
40HS 103,95 Estimulación Matricial
No Reactiva 1541 6 634
44HS 72,56 Estimulación Matricial
No Reactiva 1076 6 442
47HS 51,7 Estimulación Matricial
Reactiva 267,72 3,7 98
79
4.2. RECOMENDACIONES
- Se debe realizar el respectivo estudio de las condiciones del subsuelo en cada
pozo que se considere aplicar una las técnicas de estimulación. Variables como
permeabilidad, porosidad, tipo de crudo existente, saturación de agua, contacto
agua-petróleo, etc., deben analizarse con detalle para optimizar los resultados
de las estimulaciones.
- Es importante también tomar en cuenta el tipo de completación así como el
sistema de levantamiento artificial instalado en cada pozo, ya que los mismos
si no está diseñados para los nuevos volúmenes de fluido, no se reflejará
adecuadamente el incremento de producción.
- El trabajo puede servir de base para aplicarlo en campos con características
similares que el campo objeto de este estudio, sin embargo se debe considerar
la heterogeneidad del subsuelo y entender que los resultados pueden variar
significativamente.
- Las instalaciones de superficie deben contar con la capacidad para manejar los
nuevos volúmenes de fluido, y en el caso de realizarse reinyección de agua,
se debe considerar la saturación de la formación receptora o en su defecto
hacer los estudios necesarios para inyectarla en otra formación.
- A pesar de que los indicadores económicos han sido favorables para el
proyecto es importante considerar la fluctuación del precio del crudo, el cual
puede beneficiar o perjudicar a estos indicadores pudiendo resultar en una
aplicación no rentable.
- Es importante llevar a cabo pruebas de compatibilidad del crudo de los nuevos
pozos y para el caso de fracturamiento hidráulico, pruebas de admisión de
fluidos en la formación para determinar la aplicabilidad de una u otra técnica.
80
5. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
1. Carrión J., Herrera M., Chuc E., Chapa J., Hernández R., (2016), Successful
First Multistage Hydrajet Assisted Fracturing Process in an Ecuadorian Mature
Field, Ecuador(SPE-180152-MS)
2. Coulter G., (1976), Hydraulic Fracturing-New Developments, Canadá, SPE of
Canada (PETSOC-7604-03)
3. Craft B. (1968), Applied Petroleum Reservoir Engineering, New Jersey, Estado
Unidos, Prentice-Hall
4. Daneshy A., (2010), Hydraulic Fracturing to Improve Production, Estados
Unidos, Daneshy Consultants International (SPE-0310-014-TWA)
5. Economides N., (2014), Petroleum Production Systems, Massachusetts,
Estados Unidos, Prentice-Hall
6. Erasmus J., (2005), Critical Success Factors foe Well Stimulation, Abuja,
Nigeria, SPE (SPE-98823-MS)
7. Flickinger D., (1963), The Engineering Design of Well Stimulation Treatments,
Canadá, Petroleum Society of Canada (PETSOC-63-03-04)
8. Halliburton, Manual de Recopilación Técnica de Halliburton
9. Hernández R. y Bustillos S., (2016), Integrated Productivity for Revitalizing a
Mature Fieid in Ecuador, Ecuador (SPE-180093-MS)
81
10. Hernández R., Medina D., Calderon F. y Enrique N., (2016), First Sealant
Application in a Multi-Layered Reservoir with Water Entry in One Zone, in Lago
Agrio Field, Ecuador, Ecuador, (SPE-180091-MS)
11. Howard G. y Fast R., (1970), Hydraulic Fracturing, Nueva York, Estados
Unidos, Miller the Printer
12. Islas C., (1991), Manual de Estimulación de Pozos Petroleros, México D.F.,
México, Colegio de Ingenieros Petroleros de México A.C.
13. Jones R. y Britt K., (2009), Design and appraisal of Hydraulic Fractures,
Estados Unidos, Society of Petroleum Engineers
14. King H., (1957), Mechanics Of Hydraulic Fracturing, Texas, Estados Unidos,
SPE (SPE-686-G)
15. Schechter R., (1992), Oil Well Stimulation, New Jersey, Estados Unidos,
Prentice-Hall
82
6. ANEXOS
83
ANEXO No 1
DATOS DECLINACIONES ESTIMULACIÓN MATRICIAL NO
REACTIVA
84
POZO 35HS
BOPD BOPD BOPD BOPD
qi 121,7 405,66261 930,84679 1805,1761
Decl. Anual 45 45 45 45
Decl. Mensual 0,0375 0,0375 0,0375 0,0375
oct-16 1 122 406 931 1.805
nov-16 2 117,2 390,7 896,6 1738,7
dic-16 3 112,9 376,4 863,6 1674,7
ene-17 4 108,8 362,5 831,8 1613,1
feb-17 5 104,7 349,2 801,2 1553,7
mar-17 6 100,9 336,3 771,7 1496,5
abr-17 7 97,2 323,9 743,3 1441,5
may-17 8 93,6 312,0 715,9 1388,4
jun-17 9 90,2 300,5 689,6 1337,3
jul-17 10 86,8 289,5 664,2 1288,1
ago-17 11 83,6 278,8 639,8 1240,7
sep-17 12 80,6 268,5 616,2 1195,0
oct-17 13 77,6 258,7 593,5 1151,0
nov-17 14 74,7 249,1 571,7 1108,7
dic-17 15 72,0 240,0 550,6 1067,9
ene-18 16 69,3 231,1 530,4 1028,6
feb-18 17 66,8 222,6 510,9 990,7
mar-18 18 64,3 214,4 492,1 954,2
abr-18 19 62,0 206,5 473,9 919,1
may-18 20 59,7 198,9 456,5 885,3
jun-18 21 57,5 191,6 439,7 852,7
jul-18 22 55,4 184,6 423,5 821,3
ago-18 23 53,3 177,8 407,9 791,1
sep-18 24 51,4 171,2 392,9 762,0
oct-18 25 49,5 164,9 378,5 733,9
nov-18 26 47,7 158,9 364,5 706,9
dic-18 27 45,9 153,0 351,1 680,9
ene-19 28 44,2 147,4 338,2 655,8
feb-19 29 42,6 142,0 325,7 631,7
mar-19 30 41,0 136,7 313,7 608,4
abr-19 31 39,5 131,7 302,2 586,1
may-19 32 38,1 126,9 291,1 564,5
jun-19 33 36,7 122,2 280,4 543,7
85
jul-19 34 35,3 117,7 270,0 523,7
ago-19 35 34,0 113,4 260,1 504,4
sep-19 36 32,8 109,2 250,5 485,9
oct-19 37 31,5 105,2 241,3 468,0
nov-19 38 30,4 101,3 232,4 450,8
dic-19 39 29,3 97,6 223,9 434,2
ene-20 40 28,2 94,0 215,6 418,2
feb-20 41 27,2 90,5 207,7 402,8
mar-20 42 26,2 87,2 200,1 388,0
abr-20 43 25,2 84,0 192,7 373,7
may-20 44 24,3 80,9 185,6 359,9
jun-20 45 23,4 77,9 178,8 346,7
jul-20 46 22,5 75,0 172,2 333,9
ago-20 47 21,7 72,3 165,9 321,6
sep-20 48 20,9 69,6 159,7 309,8
oct-20 49 20,1 67,1 153,9 298,4
nov-20 50 64,6 148,2 287,4
dic-20 51 62,2 142,7 276,8
ene-21 52 59,9 137,5 266,6
feb-21 53 57,7 132,4 256,8
mar-21 54 55,6 127,6 247,4
abr-21 55 53,5 122,9 238,3
may-21 56 51,6 118,3 229,5
jun-21 57 49,7 114,0 221,1
jul-21 58 47,8 109,8 212,9
ago-21 59 46,1 105,8 205,1
sep-21 60 44,4 101,9 197,5
oct-21 61 42,8 98,1 190,3
nov-21 62 41,2 94,5 183,3
dic-21 63 39,7 91,0 176,5
ene-22 64 38,2 87,7 170,0
feb-22 65 36,8 84,4 163,8
mar-22 66 35,4 81,3 157,7
abr-22 67 34,1 78,3 151,9
may-22 68 32,9 75,5 146,3
jun-22 69 31,7 72,7 141,0
jul-22 70 30,5 70,0 135,8
ago-22 71 29,4 67,4 130,8
sep-22 72 28,3 64,9 126,0
oct-22 73 27,3 62,6 121,3
nov-22 74 26,3 60,3 116,9
dic-22 75 25,3 58,0 112,6
ene-23 76 24,4 55,9 108,4
feb-23 77 23,5 53,8 104,4
mar-23 78 22,6 51,9 100,6
abr-23 79 21,8 50,0 96,9
86
jul-19 34 35,3 117,7 270,0 523,7
ago-19 35 34,0 113,4 260,1 504,4
sep-19 36 32,8 109,2 250,5 485,9
oct-19 37 31,5 105,2 241,3 468,0
nov-19 38 30,4 101,3 232,4 450,8
dic-19 39 29,3 97,6 223,9 434,2
ene-20 40 28,2 94,0 215,6 418,2
feb-20 41 27,2 90,5 207,7 402,8
mar-20 42 26,2 87,2 200,1 388,0
abr-20 43 25,2 84,0 192,7 373,7
may-20 44 24,3 80,9 185,6 359,9
jun-20 45 23,4 77,9 178,8 346,7
jul-20 46 22,5 75,0 172,2 333,9
ago-20 47 21,7 72,3 165,9 321,6
sep-20 48 20,9 69,6 159,7 309,8
oct-20 49 20,1 67,1 153,9 298,4
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mar-21 54 23,6 54,2 105,1
abr-21 55 22,7 52,2 101,2
may-21 56 21,9 50,3 97,5
jun-21 57 21,1 48,4 93,9
jul-21 58 20,3 46,6 90,5
ago-21 59 44,9 87,1
sep-21 60 43,3 83,9
oct-21 61 41,7 80,8
nov-21 62 40,1 77,9
dic-21 63 38,7 75,0
ene-22 64 37,2 72,2
feb-22 65 35,9 69,6
mar-22 66 34,6 67,0
abr-22 67 33,3 64,5
may-22 68 32,1 62,2
jun-22 69 30,9 59,9
jul-22 70 29,7 57,7
ago-22 71 28,6 55,6
sep-22 72 27,6 53,5
oct-22 73 26,6 51,5
94
nov-22 74 25,6 49,6
dic-22 75 24,7 47,8
ene-23 76 23,7 46,1
feb-23 77 22,9 44,4
mar-23 78 22,0 42,7
abr-23 79 21,2 41,2
may-23 80 20,4 39,6
jun-23 81 38,2
jul-23 82 36,8
ago-23 83 35,4
sep-23 84 34,1
oct-23 85 32,9
nov-23 86 31,7
dic-23 87 30,5
ene-24 88 29,4
feb-24 89 28,3
mar-24 90 27,2
abr-24 91 26,2
may-24 92 25,3
jun-24 93 24,3
jul-24 94 23,4
ago-24 95 22,6
sep-24 96 21,8
oct-24 97 21,0
nov-24 98 20,2
95
ANEXO No 2
DATOS DECLINACIONES ESTIMULACIÓN MATRICIAL
REACTIVA
96
POZO 35HS
BOPD BOPD BOPD BOPD
qi 121,77 351,903123 630,585945 1028,10411
Decl. Anual 45 45 45 45
Decl. Mensual 0,0375 0,0375 0,0375 0,0375
oct-16 1 122 352 631 1.028
nov-16 2 117,3 339,0 607,4 990,3
dic-16 3 113,0 326,5 585,0 953,8
ene-17 4 108,8 314,5 563,5 918,7
feb-17 5 104,8 302,9 542,8 884,9
mar-17 6 101,0 291,7 522,8 852,3
abr-17 7 97,2 281,0 503,5 821,0
may-17 8 93,7 270,7 485,0 790,7
jun-17 9 90,2 260,7 467,1 761,6
jul-17 10 86,9 251,1 450,0 733,6
ago-17 11 83,7 241,9 433,4 706,6
sep-17 12 80,6 233,0 417,4 680,6
oct-17 13 77,6 224,4 402,1 655,5
nov-17 14 74,8 216,1 387,3 631,4
dic-17 15 72,0 208,2 373,0 608,2
ene-18 16 69,4 200,5 359,3 585,8
feb-18 17 66,8 193,1 346,1 564,2
mar-18 18 64,4 186,0 333,3 543,5
abr-18 19 62,0 179,2 321,1 523,5
may-18 20 59,7 172,6 309,2 504,2
jun-18 21 57,5 166,2 297,9 485,6
jul-18 22 55,4 160,1 286,9 467,8
ago-18 23 53,4 154,2 276,3 450,6
sep-18 24 51,4 148,5 266,2 434,0
oct-18 25 49,5 143,1 256,4 418,0
nov-18 26 47,7 137,8 246,9 402,6
dic-18 27 45,9 132,7 237,9 387,8
ene-19 28 44,2 127,8 229,1 373,5
feb-19 29 42,6 123,1 220,7 359,8
mar-19 30 41,0 118,6 212,5 346,5
abr-19 31 39,5 114,2 204,7 333,8
may-19 32 38,1 110,0 197,2 321,5
jun-19 33 36,7 106,0 189,9 309,7
jul-19 34 35,3 102,1 182,9 298,3
ago-19 35 34,0 98,3 176,2 287,3
97
sep-19 36 32,8 94,7 169,7 276,7
oct-19 37 31,6 91,2 163,5 266,5
nov-19 38 30,4 87,9 157,5 256,7
dic-19 39 29,3 84,6 151,7 247,3
ene-20 40 28,2 81,5 146,1 238,2
feb-20 41 27,2 78,5 140,7 229,4
mar-20 42 26,2 75,6 135,5 221,0
abr-20 43 25,2 72,8 130,5 212,8
may-20 44 24,3 70,2 125,7 205,0
jun-20 45 23,4 67,6 121,1 197,4
jul-20 46 22,5 65,1 116,6 190,2
ago-20 47 21,7 62,7 112,4 183,2
sep-20 48 20,9 60,4 108,2 176,4
oct-20 49 20,1 58,2 104,2 169,9
nov-20 50 56,0 100,4 163,7
dic-20 51 54,0 96,7 157,7
ene-21 52 52,0 93,1 151,9
feb-21 53 50,1 89,7 146,3
mar-21 54 48,2 86,4 140,9
abr-21 55 46,4 83,2 135,7
may-21 56 44,7 80,2 130,7
jun-21 57 43,1 77,2 125,9
jul-21 58 41,5 74,4 121,3
ago-21 59 40,0 71,6 116,8
sep-21 60 38,5 69,0 112,5
oct-21 61 37,1 66,5 108,4
nov-21 62 35,7 64,0 104,4
dic-21 63 34,4 61,7 100,5
ene-22 64 33,1 59,4 96,8
feb-22 65 31,9 57,2 93,3
mar-22 66 30,7 55,1 89,8
abr-22 67 29,6 53,1 86,5
may-22 68 28,5 51,1 83,3
jun-22 69 27,5 49,2 80,3
jul-22 70 26,5 47,4 77,3
ago-22 71 25,5 45,7 74,5
sep-22 72 24,6 44,0 71,7
oct-22 73 23,6 42,4 69,1
nov-22 74 22,8 40,8 66,6
dic-22 75 21,9 39,3 64,1
ene-23 76 21,1 37,9 61,7
feb-23 77 20,4 36,5 59,5
mar-23 78 35,1 57,3
abr-23 79 33,8 55,2
may-23 80 32,6 53,1
98
POZO 40HS
jun-23 81 31,4 51,2
jul-23 82 30,2 49,3
ago-23 83 29,1 47,5
sep-23 84 28,1 45,7
oct-23 85 27,0 44,1
nov-23 86 26,0 42,4
dic-23 87 25,1 40,9
ene-24 88 24,1 39,4
feb-24 89 23,3 37,9
mar-24 90 22,4 36,5
abr-24 91 21,6 35,2
may-24 92 20,8 33,9
jun-24 93 20,0 32,6
jul-24 94 31,4
ago-24 95 30,3
sep-24 96 29,2
oct-24 97 28,1
nov-24 98 27,1
dic-24 99 26,1
ene-25 100 25,1
feb-25 101 24,2
mar-25 102 23,3
abr-25 103 22,4
may-25 104 21,6
jun-25 105 20,8
jul-25 106 20,0
BOPD BOPD BOPD BOPD
qi 103,95 300,405105 538,305075 877,64985
Decl. Anual 45 45 45 45
Decl. Mensual 0,0375 0,0375 0,0375 0,0375
oct-16 1 104 300 538 878
nov-16 2 100,1 289,3 518,5 845,3
dic-16 3 96,4 278,7 499,4 814,2
ene-17 4 92,9 268,4 481,0 784,3
feb-17 5 89,5 258,6 463,3 755,4
mar-17 6 86,2 249,0 446,3 727,6
abr-17 7 83,0 239,9 429,8 700,8
may-17 8 80,0 231,0 414,0 675,0
jun-17 9 77,0 222,5 398,8 650,2
jul-17 10 74,2 214,4 384,1 626,2
99
ago-17 11 71,4 206,5 370,0 603,2
sep-17 12 68,8 198,9 356,4 581,0
oct-17 13 66,3 191,5 343,2 559,6
nov-17 14 63,8 184,5 330,6 539,0
dic-17 15 61,5 177,7 318,4 519,2
ene-18 16 59,2 171,2 306,7 500,1
feb-18 17 57,0 164,9 295,4 481,7
mar-18 18 54,9 158,8 284,6 463,9
abr-18 19 52,9 153,0 274,1 446,9
may-18 20 51,0 147,3 264,0 430,4
jun-18 21 49,1 141,9 254,3 414,6
jul-18 22 47,3 136,7 244,9 399,3
ago-18 23 45,6 131,6 235,9 384,6
sep-18 24 43,9 126,8 227,2 370,5
oct-18 25 42,3 122,1 218,9 356,8
nov-18 26 40,7 117,6 210,8 343,7
dic-18 27 39,2 113,3 203,0 331,0
ene-19 28 37,8 109,1 195,6 318,9
feb-19 29 36,4 105,1 188,4 307,1
mar-19 30 35,0 101,3 181,4 295,8
abr-19 31 33,7 97,5 174,8 284,9
may-19 32 32,5 93,9 168,3 274,4
jun-19 33 31,3 90,5 162,1 264,3
jul-19 34 30,2 87,2 156,2 254,6
ago-19 35 29,0 83,9 150,4 245,2
sep-19 36 28,0 80,9 144,9 236,2
oct-19 37 26,9 77,9 139,6 227,5
nov-19 38 26,0 75,0 134,4 219,1
dic-19 39 25,0 72,2 129,5 211,1
ene-20 40 24,1 69,6 124,7 203,3
feb-20 41 23,2 67,0 120,1 195,8
mar-20 42 22,3 64,6 115,7 188,6
abr-20 43 21,5 62,2 111,4 181,7
may-20 44 20,7 59,9 107,3 175,0
jun-20 45 20,0 57,7 103,4 168,6
jul-20 46 55,6 99,6 162,3
ago-20 47 53,5 95,9 156,4
sep-20 48 51,6 92,4 150,6
oct-20 49 49,7 89,0 145,1
nov-20 50 47,8 85,7 139,7
dic-20 51 46,1 82,6 134,6
ene-21 52 44,4 79,5 129,6
feb-21 53 42,7 76,6 124,9
mar-21 54 41,2 73,8 120,3
abr-21 55 39,7 71,1 115,8
may-21 56 38,2 68,4 111,6
jun-21 57 36,8 65,9 107,5
jul-21 58 35,4 63,5 103,5
100
ago-21 59 34,1 61,2 99,7
sep-21 60 32,9 58,9 96,0
oct-21 61 31,7 56,7 92,5
nov-21 62 30,5 54,6 89,1
dic-21 63 29,4 52,6 85,8
ene-22 64 28,3 50,7 82,7
feb-22 65 27,3 48,8 79,6
mar-22 66 26,2 47,0 76,7
abr-22 67 25,3 45,3 73,9
may-22 68 24,4 43,6 71,1
jun-22 69 23,5 42,0 68,5
jul-22 70 22,6 40,5 66,0
ago-22 71 21,8 39,0 63,6
sep-22 72 21,0 37,6 61,2
oct-22 73 20,2 36,2 59,0
nov-22 74 34,8 56,8
dic-22 75 33,6 54,7
ene-23 76 32,3 52,7
feb-23 77 31,1 50,8
mar-23 78 30,0 48,9
abr-23 79 28,9 47,1
may-23 80 27,8 45,4
jun-23 81 26,8 43,7
jul-23 82 25,8 42,1
ago-23 83 24,9 40,5
sep-23 84 23,9 39,0
oct-23 85 23,1 37,6
nov-23 86 22,2 36,2
dic-23 87 21,4 34,9
ene-24 88 20,6 33,6
feb-24 89 32,4
mar-24 90 31,2
abr-24 91 30,0
may-24 92 28,9
jun-24 93 27,9
jul-24 94 26,8
ago-24 95 25,8
sep-24 96 24,9
oct-24 97 24,0
nov-24 98 23,1
dic-24 99 22,2
ene-25 100 21,4
feb-25 101 20,6
101
POZO 44HS
BOPD BOPD BOPD BOPD
qi 72,56 209,691144 375,75196 612,62408
Decl. Anual 45 45 45 45
Decl. Mensual 0,0375 0,0375 0,0375 0,0375
oct-16 1 73 210 376 613
nov-16 2 69,9 202,0 361,9 590,1
dic-16 3 67,3 194,5 348,6 568,4
ene-17 4 64,8 187,4 335,8 547,4
feb-17 5 62,5 180,5 323,4 527,3
mar-17 6 60,2 173,8 311,5 507,9
abr-17 7 57,9 167,4 300,0 489,2
may-17 8 55,8 161,3 289,0 471,2
jun-17 9 53,8 155,3 278,4 453,8
jul-17 10 51,8 149,6 268,1 437,1
ago-17 11 49,9 144,1 258,3 421,0
sep-17 12 48,0 138,8 248,7 405,6
oct-17 13 46,3 133,7 239,6 390,6
nov-17 14 44,6 128,8 230,8 376,2
dic-17 15 42,9 124,0 222,3 362,4
ene-18 16 41,3 119,5 214,1 349,1
feb-18 17 39,8 115,1 206,2 336,2
mar-18 18 38,4 110,8 198,6 323,8
abr-18 19 36,9 106,8 191,3 311,9
may-18 20 35,6 102,8 184,3 300,4
jun-18 21 34,3 99,1 177,5 289,4
jul-18 22 33,0 95,4 171,0 278,7
ago-18 23 31,8 91,9 164,7 268,5
sep-18 24 30,6 88,5 158,6 258,6
oct-18 25 29,5 85,3 152,8 249,1
nov-18 26 28,4 82,1 147,1 239,9
dic-18 27 27,4 79,1 141,7 231,1
ene-19 28 26,4 76,2 136,5 222,6
feb-19 29 25,4 73,4 131,5 214,4
mar-19 30 24,5 70,7 126,7 206,5
abr-19 31 23,6 68,1 122,0 198,9
may-19 32 22,7 65,6 117,5 191,6
jun-19 33 21,9 63,2 113,2 184,5
jul-19 34 21,1 60,8 109,0 177,7
ago-19 35 20,3 58,6 105,0 171,2
sep-19 36 56,4 101,1 164,9
oct-19 37 54,4 97,4 158,8
nov-19 38 52,4 93,8 153,0
102
dic-19 39 50,4 90,4 147,3
ene-20 40 48,6 87,0 141,9
feb-20 41 46,8 83,8 136,7
mar-20 42 45,1 80,8 131,7
abr-20 43 43,4 77,8 126,8
may-20 44 41,8 74,9 122,2
jun-20 45 40,3 72,2 117,7
jul-20 46 38,8 69,5 113,3
ago-20 47 37,4 66,9 109,2
sep-20 48 36,0 64,5 105,1
oct-20 49 34,7 62,1 101,3
nov-20 50 33,4 59,8 97,5
dic-20 51 32,2 57,6 93,9
ene-21 52 31,0 55,5 90,5
feb-21 53 29,8 53,5 87,2
mar-21 54 28,7 51,5 84,0
abr-21 55 27,7 49,6 80,9
may-21 56 26,7 47,8 77,9
jun-21 57 25,7 46,0 75,0
jul-21 58 24,7 44,3 72,3
ago-21 59 23,8 42,7 69,6
sep-21 60 22,9 41,1 67,0
oct-21 61 22,1 39,6 64,6
nov-21 62 21,3 38,1 62,2
dic-21 63 20,5 36,7 59,9
ene-22 64 35,4 57,7
feb-22 65 34,1 55,6
mar-22 66 32,8 53,5
abr-22 67 31,6 51,6
may-22 68 30,5 49,7
jun-22 69 29,3 47,8
jul-22 70 28,3 46,1
ago-22 71 27,2 44,4
sep-22 72 26,2 42,7
oct-22 73 25,3 41,2
nov-22 74 24,3 39,7
dic-22 75 23,4 38,2
ene-23 76 22,6 36,8
feb-23 77 21,7 35,4
mar-23 78 20,9 34,1
abr-23 79 20,2 32,9
may-23 80 31,7
jun-23 81 30,5
jul-23 82 29,4
103
POZO 47HS
ago-23 83 28,3
sep-23 84 27,3
oct-23 85 26,3
nov-23 86 25,3
dic-23 87 24,4
ene-24 88 23,5
feb-24 89 22,6
mar-24 90 21,8
abr-24 91 21,0
may-24 92 20,2
BOPD BOPD BOPD BOPD
qi 51,7 149,40783 267,72845 436,5031
Decl. Anual 45 45 45 45
Decl. Mensual 0,0375 0,0375 0,0375 0,0375
oct-16 1 52 149 268 437
nov-16 2 49,8 143,9 257,9 420,4
dic-16 3 48,0 138,6 248,4 405,0
ene-17 4 46,2 133,5 239,2 390,1
feb-17 5 44,5 128,6 230,4 375,7
mar-17 6 42,9 123,9 222,0 361,9
abr-17 7 41,3 119,3 213,8 348,6
may-17 8 39,8 114,9 205,9 335,7
jun-17 9 38,3 110,7 198,3 323,4
jul-17 10 36,9 106,6 191,0 311,5
ago-17 11 35,5 102,7 184,0 300,0
sep-17 12 34,2 98,9 177,2 289,0
oct-17 13 33,0 95,3 170,7 278,3
nov-17 14 31,8 91,8 164,4 268,1
dic-17 15 30,6 88,4 158,4 258,2
ene-18 16 29,5 85,1 152,5 248,7
feb-18 17 28,4 82,0 146,9 239,6
mar-18 18 27,3 79,0 141,5 230,7
abr-18 19 26,3 76,1 136,3 222,2
may-18 20 25,4 73,3 131,3 214,1
jun-18 21 24,4 70,6 126,5 206,2
jul-18 22 23,5 68,0 121,8 198,6
ago-18 23 22,7 65,5 117,3 191,3
sep-18 24 21,8 63,1 113,0 184,3
oct-18 25 21,0 60,7 108,9 177,5
nov-18 26 20,2 58,5 104,8 170,9
dic-18 27
104
dic-18 27 56,4 101,0 164,6
ene-19 28 54,3 97,3 158,6
feb-19 29 52,3 93,7 152,7
mar-19 30 50,4 90,2 147,1
abr-19 31 48,5 86,9 141,7
may-19 32 46,7 83,7 136,5
jun-19 33 45,0 80,6 131,5
jul-19 34 43,3 77,7 126,6
ago-19 35 41,7 74,8 122,0
sep-19 36 40,2 72,1 117,5
oct-19 37 38,7 69,4 113,2
nov-19 38 37,3 66,9 109,0
dic-19 39 35,9 64,4 105,0
ene-20 40 34,6 62,0 101,1
feb-20 41 33,3 59,7 97,4
mar-20 42 32,1 57,5 93,8
abr-20 43 30,9 55,4 90,4
may-20 44 29,8 53,4 87,0
jun-20 45 28,7 51,4 83,8
jul-20 46 27,6 49,5 80,7
ago-20 47 26,6 47,7 77,8
sep-20 48 25,6 45,9 74,9
oct-20 49 24,7 44,3 72,2
nov-20 50 23,8 42,6 69,5
dic-20 51 22,9 41,1 66,9
ene-21 52 22,1 39,5 64,5
feb-21 53 21,3 38,1 62,1
mar-21 54 20,5 36,7 59,8
abr-21 55 35,3 57,6
may-21 56 34,0 55,5
jun-21 57 32,8 53,5
jul-21 58 31,6 51,5
ago-21 59 30,4 49,6
sep-21 60 29,3 47,8
oct-21 61 28,2 46,0
nov-21 62 27,2 44,3
dic-21 63 26,2 42,7
ene-22 64 25,2 41,1
feb-22 65 24,3 39,6
mar-22 66 23,4 38,1
abr-22 67 22,5 36,7
may-22 68 21,7 35,4
jun-22 69 20,9 34,1
jul-22 70 20,1 32,8
105
ago-22 71 31,6
sep-22 72 30,5
oct-22 73 29,3
nov-22 74 28,3
dic-22 75 27,2
ene-23 76 26,2
feb-23 77 25,2
mar-23 78 24,3
abr-23 79 23,4
may-23 80 22,6
jun-23 81 21,7
jul-23 82 20,9
ago-23 83 20,2
106
ANEXO No 3
DATOS DECLINACIONES FRACTURAMIENTO
HIDRAÚLICO
107
POZO 35HS
BOPD BOPD BOPD BOPD
qi 121,77 284,81 478,55 736,6
Decl. Anual 45 45 45 45
Decl. Mensual 0,0375 0,0375 0,0375 0,0375
oct-16 1 122 285 479 737
nov-16 2 117,3 274,3 460,9 709,5
dic-16 3 113,0 264,2 444,0 683,4
ene-17 4 108,8 254,5 427,6 658,2
feb-17 5 104,8 245,1 411,9 634,0
mar-17 6 101,0 236,1 396,7 610,7
abr-17 7 97,2 227,4 382,1 588,2
may-17 8 93,7 219,1 368,1 566,5
jun-17 9 90,2 211,0 354,5 545,7
jul-17 10 86,9 203,2 341,5 525,6
ago-17 11 83,7 195,7 328,9 506,3
sep-17 12 80,6 188,5 316,8 487,6
oct-17 13 77,6 181,6 305,1 469,7
nov-17 14 74,8 174,9 293,9 452,4
dic-17 15 72,0 168,5 283,1 435,7
ene-18 16 69,4 162,3 272,7 419,7
feb-18 17 66,8 156,3 262,6 404,3
mar-18 18 64,4 150,6 253,0 389,4
abr-18 19 62,0 145,0 243,7 375,0
may-18 20 59,7 139,7 234,7 361,2
jun-18 21jun-18 21 57,5 134,5 226,1 347,9
jul-18 22 55,4 129,6 217,7 335,1
ago-18 23 53,4 124,8 209,7 322,8
sep-18 24 51,4 120,2 202,0 310,9
oct-18 25 49,5 115,8 194,6 299,5
nov-18 26 47,7 111,5 187,4 288,5
dic-18 27 45,9 107,4 180,5 277,8
ene-19 28 44,2 103,5 173,9 267,6
feb-19 29 42,6 99,7 167,5 257,8
mar-19 30 41,0 96,0 161,3 248,3
abr-19 31 39,5 92,5 155,4 239,1
may-19 32 38,1 89,1 149,6 230,3
jun-19 33 36,7 85,8 144,1 221,9
jul-19 34
108
jun-19 33 36,7 85,8 144,1 221,9
jul-19 34 35,3 82,6 138,8 213,7
ago-19 35 34,0 79,6 133,7 205,8
sep-19 36 32,8 76,7 128,8 198,3
oct-19 37 31,6 73,8 124,1 191,0
nov-19 38 30,4 71,1 119,5 183,9
dic-19 39 29,3 68,5 115,1 177,2
ene-20 40 28,2 66,0 110,9 170,6
feb-20 41 27,2 63,5 106,8 164,4
mar-20 42 26,2 61,2 102,8 158,3
abr-20 43 25,2 59,0 99,1 152,5
may-20 44 24,3 56,8 95,4 146,9
jun-20 45 23,4 54,7 91,9 141,5
jul-20 46 22,5 52,7 88,5 136,3
ago-20 47 21,7 50,7 85,3 131,2
sep-20 48 20,9 48,9 82,1 126,4
oct-20 49 20,1 47,1 79,1 121,8
nov-20 50 45,3 76,2 117,3
dic-20 51 43,7 73,4 113,0
ene-21 52 42,1 70,7 108,8
feb-21 53 40,5 68,1 104,8
mar-21 54 39,0 65,6 100,9
abr-21 55 37,6 63,2 97,2
may-21 56 36,2 60,8 93,6
jun-21 57 34,9 58,6 90,2
jul-21 58 33,6 56,4 86,9
ago-21 59 32,4 54,4 83,7
sep-21 60 31,2 52,4 80,6
oct-21 61 30,0 50,4 77,6
nov-21 62 28,9 48,6 74,8
dic-21 63 27,8 46,8 72,0
ene-22 64 26,8 45,1 69,4
feb-22 65 25,8 43,4 66,8
mar-22 66 24,9 41,8 64,4
abr-22 67 24,0 40,3 62,0
may-22 68 23,1 38,8 59,7
jun-22 69 22,2 37,4 57,5
jul-22 70 21,4 36,0 55,4
ago-22 71 20,6 34,7 53,4
sep-22 72 33,4 51,4
oct-22 73 32,2 49,5
nov-22 74 31,0 47,7
dic-22 75 29,8 45,9
ene-23 76 28,7 44,2
feb-23 77 27,7 42,6
mar-23 78 26,7 41,0
abr-23 79
109
POZO 40HS
mar-23 78 26,7 41,0
abr-23 79 25,7 39,5
may-23 80 24,7 38,1
jun-23 81 23,8 36,7
jul-23 82 22,9 35,3
ago-23 83 22,1 34,0
sep-23 84 21,3 32,8
oct-23 85 20,5 31,6
nov-23 86 30,4
dic-23 87 29,3
ene-24 88 28,2
feb-24 89 27,2
mar-24 90 26,2
abr-24 91 25,2
may-24 92 24,3
jun-24 93 23,4
jul-24 94 22,5
ago-24 95 21,7
sep-24 96 20,9
oct-24 97 20,1
BOPD BOPD BOPD BOPD
qi 103,95 266,99 460,73 718,78
Decl. Anual 45 45 45 45
Decl. Mensual 0,0375 0,0375 0,0375 0,0375
oct-16 1 104 267 461 719
nov-16 2 100,1 257,2 443,8 692,3
dic-16 3 96,4 247,7 427,4 666,8
ene-17 4 92,9 238,6 411,7 642,3
feb-17 5 89,5 229,8 396,6 618,7
mar-17 6 86,2 221,3 382,0 595,9
abr-17 7 83,0 213,2 367,9 574,0
may-17 8 80,0 205,3 354,4 552,8
110
may-17 8 80,0 205,3 354,4 552,8
jun-17 9 77,0 197,8 341,3 532,5
jul-17 10 74,2 190,5 328,8 512,9
ago-17 11 71,4 183,5 316,7 494,0
sep-17 12 68,8 176,7 305,0 475,8
oct-17 13 66,3 170,2 293,8 458,3
nov-17 14 63,8 164,0 283,0 441,4
dic-17 15 61,5 157,9 272,5 425,2
ene-18 16 59,2 152,1 262,5 409,5
feb-18 17 57,0 146,5 252,9 394,5
mar-18 18 54,9 141,1 243,5 380,0
abr-18 19 52,9 135,9 234,6 366,0
may-18 20 51,0 130,9 225,9 352,5
jun-18 21 49,1 126,1 217,6 339,5
jul-18 22 47,3 121,5 209,6 327,0
ago-18 23 45,6 117,0 201,9 315,0
sep-18 24 43,9 112,7 194,5 303,4
oct-18 25 42,3 108,6 187,3 292,2
nov-18 26 40,7 104,6 180,4 281,5
dic-18 27 39,2 100,7 173,8 271,1
ene-19 28 37,8 97,0 167,4 261,1
feb-19 29 36,4 93,4 161,2 251,5
mar-19 30 35,0 90,0 155,3 242,3
abr-19 31 33,7 86,7 149,6 233,4
may-19 32 32,5 83,5 144,1 224,8
jun-19 33 31,3 80,4 138,8 216,5
jul-19 34 30,2 77,5 133,7 208,5
ago-19 35 29,0 74,6 128,7 200,8
sep-19 36 28,0 71,9 124,0 193,5
oct-19 37 26,9 69,2 119,4 186,3
nov-19 38 26,0 66,7 115,0 179,5
dic-19 39 25,0 64,2 110,8 172,9
ene-20 40 24,1 61,8 106,7 166,5
feb-20 41 23,2 59,6 102,8 160,4
mar-20 42 22,3 57,4 99,0 154,5
abr-20 43 21,5 55,3 95,4 148,8
may-20 44 20,7 53,2 91,9 143,3
jun-20 45 20,0 51,3 88,5 138,0
jul-20 46 49,4 85,2 133,0
ago-20 47 47,6 82,1 128,1
sep-20 48 45,8 79,1 123,4
oct-20 49 44,1 76,2 118,8
nov-20 50 42,5 73,4 114,4
dic-20 51 40,9 70,7 110,2
ene-21 52 39,4 68,1 106,2
feb-21 53 38,0 65,5 102,3
mar-21 54 36,6 63,1 98,5
abr-21 55 35,2 60,8 94,9
111
may-21 56 33,9 58,6 91,4
jun-21 57 32,7 56,4 88,0
jul-21 58 31,5 54,3 84,8
ago-21 59 30,3 52,3 81,7
sep-21 60 29,2 50,4 78,7
oct-21 61 28,1 48,6 75,8
nov-21 62 27,1 46,8 73,0
dic-21 63 26,1 45,1 70,3
ene-22 64 25,1 43,4 67,7
feb-22 65 24,2 41,8 65,2
mar-22 66 23,3 40,3 62,8
abr-22 67 22,5 38,8 60,5
may-22 68 21,6 37,3 58,3
jun-22 69 20,8 36,0 56,1
jul-22 70 20,1 34,7 54,1
ago-22 71 33,4 52,1
sep-22 72 32,1 50,2
oct-22 73 31,0 48,3
nov-22 74 29,8 46,5
dic-22 75 28,7 44,8
ene-23 76 27,7 43,2
feb-23 77 26,7 41,6
mar-23 78 25,7 40,0
abr-23 79 24,7 38,6
may-23 80 23,8 37,2
jun-23 81 22,9 35,8
jul-23 82 22,1 34,5
ago-23 83 21,3 33,2
sep-23 84 20,5 32,0
oct-23 85 30,8
nov-23 86 29,7
dic-23 87 28,6
ene-24 88 27,5
feb-24 89 26,5
mar-24 90 25,5
abr-24 91 24,6
may-24 92 23,7
jun-24 93 22,8
jul-24 94 22,0
ago-24 95 21,2
sep-24 96 20,4
112
POZO 44HS
BOPD BOPD BOPD BOPD
qi 72,56 235,6 429,34 687,39
Decl. Anual 45 45 45 45
Decl. Mensual 0,0375 0,0375 0,0375 0,0375
oct-16 1 73 236 429 687
nov-16 2 69,9 226,9 413,5 662,1
dic-16 3 67,3 218,6 398,3 637,7
ene-17 4 64,8 210,5 383,7 614,2
feb-17 5 62,5 202,8 369,5 591,6
mar-17 6 60,2 195,3 355,9 569,9
abr-17 7 57,9 188,1 342,8 548,9
may-17 8 55,8 181,2 330,2 528,7
jun-17 9 53,8 174,5 318,1 509,2
jul-17 10 51,8 168,1 306,4 490,5
ago-17 11 49,9 161,9 295,1 472,4
sep-17 12 48,0 156,0 284,2 455,0
oct-17 13 46,3 150,2 273,8 438,3
nov-17 14 44,6 144,7 263,7 422,2
dic-17 15 42,9 139,4 254,0 406,6
ene-18 16 41,3 134,2 244,6 391,7
feb-18 17 39,8 129,3 235,6 377,2
mar-18 18 38,4 124,5 227,0 363,4
abr-18 19 36,9 120,0 218,6 350,0
may-18 20 35,6 115,5 210,6 337,1
jun-18 21 34,3 111,3 202,8 324,7
jul-18 22 33,0 107,2 195,3 312,7
ago-18 23 31,8 103,2 188,2 301,2
sep-18 24 30,6 99,4 181,2 290,2
oct-18 25 29,5 95,8 174,6 279,5
nov-18 26 28,4 92,3 168,1 269,2
dic-18 27 27,4 88,9 161,9 259,3
ene-19 28 26,4 85,6 156,0 249,7
feb-19 29 25,4 82,4 150,2 240,5
mar-19 30 24,5 79,4 144,7 231,7
abr-19 31 23,6 76,5 139,4 223,2
may-19 32 22,7 73,7 134,3 214,9
jun-19 33 21,9 71,0 129,3 207,0
jul-19 34 21,1 68,3 124,6 199,4
ago-19 35 20,3 65,8 120,0 192,1
sep-19 36
113
sep-19 36 63,4 115,6 185,0
oct-19 37 61,1 111,3 178,2
nov-19 38 58,8 107,2 171,6
dic-19 39 56,7 103,3 165,3
ene-20 40 54,6 99,5 159,2
feb-20 41 52,6 95,8 153,4
mar-20 42 50,6 92,3 147,7
abr-20 43 48,8 88,9 142,3
may-20 44 47,0 85,6 137,1
jun-20 45 45,2 82,5 132,0
jul-20 46 43,6 79,4 127,2
ago-20 47 42,0 76,5 122,5
sep-20 48 40,4 73,7 118,0
oct-20 49 38,9 71,0 113,6
nov-20 50 37,5 68,4 109,4
dic-20 51 36,1 65,8 105,4
ene-21 52 34,8 63,4 101,5
feb-21 53 33,5 61,1 97,8
mar-21 54 32,3 58,8 94,2
abr-21 55 31,1 56,7 90,7
may-21 56 30,0 54,6 87,4
jun-21 57 28,9 52,6 84,2
jul-21 58 27,8 50,6 81,1
ago-21 59 26,8 48,8 78,1
sep-21 60 25,8 47,0 75,2
oct-21 61 24,8 45,3 72,5
nov-21 62 23,9 43,6 69,8
dic-21 63 23,0 42,0 67,2
ene-22 64 22,2 40,4 64,7
feb-22 65 21,4 38,9 62,4
mar-22 66 20,6 37,5 60,1
abr-22 67 36,1 57,9
may-22 68 34,8 55,7
jun-22 69 33,5 53,7
jul-22 70 32,3 51,7
ago-22 71 31,1 49,8
sep-22 72 30,0 48,0
oct-22 73 28,9 46,2
nov-22 74 27,8 44,5
dic-22 75 26,8 42,9
ene-23 76 25,8 41,3
feb-23 77 24,8 39,8
mar-23 78 23,9 38,3
abr-23 79 23,0 36,9
may-23 80 22,2 35,5
jun-23 81 21,4 34,2
jul-23 82 20,6 33,0
ago-23 83 31,8
sep-23 84 30,6
114
POZO 47HS
oct-23 85 29,5
nov-23 86 28,4
dic-23 87 27,3
ene-24 88 26,3
feb-24 89 25,4
mar-24 90 24,4
abr-24 91 23,5
may-24 92 22,7
jun-24 93 21,8
jul-24 94 21,0
ago-24 95 20,2
BOPD BOPD BOPD BOPD
qi 51,7 214,74 408,48 666,53
Decl. Anual 45 45 45 45
Decl. Mensual 0,0375 0,0375 0,0375 0,0375
oct-16 1 52 215 408 667
nov-16 2 49,8 206,8 393,4 642,0
dic-16 3 48,0 199,2 379,0 618,4
ene-17 4 46,2 191,9 365,0 595,6
feb-17 5 44,5 184,8 351,6 573,7
mar-17 6 42,9 178,0 338,6 552,6
abr-17 7 41,3 171,5 326,2 532,2
may-17 8 39,8 165,2 314,2 512,6
jun-17 9 38,3 159,1 302,6 493,8
jul-17 10 36,9 153,2 291,5 475,6
ago-17 11 35,5 147,6 280,7 458,1
sep-17 12 34,2 142,2 270,4 441,2
oct-17 13 33,0 136,9 260,5 425,0
nov-17 14 31,8 131,9 250,9 409,4
dic-17 15 30,6 127,0 241,6 394,3
ene-18 16 29,5 122,4 232,7 379,8
feb-18 17 28,4 117,9 224,2 365,8
mar-18 18 27,3 113,5 215,9 352,3
abr-18 19 26,3 109,3 208,0 339,4
may-18 20 25,4 105,3 200,3 326,9
jun-18 21 24,4 101,4 193,0 314,8
jul-18 22 23,5 97,7 185,9 303,3
ago-18 23 22,7 94,1 179,0 292,1
sep-18 24 21,8 90,6 172,4 281,3
oct-18 25 21,0 87,3 166,1 271,0
115
nov-18 26 20,2 84,1 160,0 261,0
dic-18 27 81,0 154,1 251,4
ene-19 28 78,0 148,4 242,2
feb-19 29 75,1 142,9 233,2
mar-19 30 72,4 137,7 224,7
abr-19 31 69,7 132,6 216,4
may-19 32 67,1 127,7 208,4
jun-19 33 64,7 123,0 200,8
jul-19 34 62,3 118,5 193,4
ago-19 35 60,0 114,1 186,2
sep-19 36 57,8 109,9 179,4
oct-19 37 55,7 105,9 172,8
nov-19 38 53,6 102,0 166,4
dic-19 39 51,6 98,2 160,3
ene-20 40 49,7 94,6 154,4
feb-20 41 47,9 91,1 148,7
mar-20 42 46,2 87,8 143,2
abr-20 43 44,5 84,6 138,0
may-20 44 42,8 81,4 132,9
jun-20 45 41,2 78,4 128,0
jul-20 46 39,7 75,6 123,3
ago-20 47 38,3 72,8 118,8
sep-20 48 36,9 70,1 114,4
oct-20 49 35,5 67,5 110,2
nov-20 50 34,2 65,0 106,1
dic-20 51 32,9 62,6 102,2
ene-21 52 31,7 60,3 98,5
feb-21 53 30,6 58,1 94,8
mar-21 54 29,4 56,0 91,3
abr-21 55 28,3 53,9 88,0
may-21 56 27,3 51,9 84,7
jun-21 57 26,3 50,0 81,6
jul-21 58 25,3 48,2 78,6
ago-21 59 24,4 46,4 75,7
sep-21 60 23,5 44,7 72,9
oct-21 61 22,6 43,1 70,3
nov-21 62 21,8 41,5 67,7
dic-21 63 21,0 39,9 65,2
ene-22 64 20,2 38,5 62,8
feb-22 65 37,1 60,5
mar-22 66 35,7 58,2
abr-22 67 34,4 56,1
may-22 68 33,1 54,0
jun-22 69 31,9 52,0
jul-22 70 30,7 50,1
ago-22 71 29,6 48,3
sep-22 72 28,5 46,5
oct-22 73 27,5 44,8
116
nov-22 74 26,4 43,1
dic-22 75 25,5 41,6
ene-23 76 24,5 40,0
feb-23 77 23,6 38,6
mar-23 78 22,8 37,1
abr-23 79 21,9 35,8
may-23 80 21,1 34,5
jun-23 81 20,3 33,2
jul-23 82 32,0
ago-23 83 30,8
sep-23 84 29,7
oct-23 85 28,6
nov-23 86 27,5
dic-23 87 26,5
ene-24 88 25,5
feb-24 89 24,6
mar-24 90 23,7
abr-24 91 22,8
may-24 92 22,0
jun-24 93 21,2
jul-24 94 20,4
117
ANEXO No 4
DESGLOSE ANÁLISIS ECONÓMICO FRACTURAMIENTO
HIDRÁULICO POZO 35HS
118
Inversión inicial [$] 430000Tasa de interés
anual [%]12
Costo deproducción un
barrril de petróleo [$]8
Tasa de interés
mensual [%]0,9489
Costo de venta de un
barrril de petróleo [$]40
Fecha [mensual] N° de Periodo Tasa de producción
P90 [bp]
Acumulado
Mensual [bp]
Total de Egeresos
por producción [$]
Total de Ingresos
por Venta [$]Flujo Neto [$]
Inversión Inicial 480000 -480000
oct-16 1 478,48 14545,79 116366,34 581831,68 465465,34
nov-16 2 460,87 14010,45 112083,58 560417,92 448334,34
dic-16 3 443,91 13494,86 107958,91 539794,56 431835,65
ene-17 4 427,57 12998,13 103985,02 519925,12 415940,10
feb-17 5 411,83 12519,63 100157,06 500785,28 400628,22
mar-17 6 396,67 12058,77 96470,14 482350,72 385880,58
abr-17 7 382,07 11614,93 92919,42 464597,12 371677,70
may-17 8 368,01 11187,50 89500,03 447500,16 358000,13
jun-17 9 354,47 10775,89 86207,10 431035,52 344828,42
jul-17 10 341,42 10379,17 83033,34 415166,72 332133,38
ago-17 11 328,85 9997,04 79976,32 399881,60 319905,28
sep-17 12 316,75 9629,20 77033,60 385168,00 308134,40
oct-17 13 305,09 9274,74 74197,89 370989,44 296791,55
nov-17 14 293,86 8933,34 71466,75 357333,76 285867,01
dic-17 15 283,05 8604,72 68837,76 344188,80 275351,04
ene-18 16 272,63 8287,95 66303,62 331518,08 265214,46
feb-18 17 262,60 7983,04 63864,32 319321,60 255457,28
mar-18 18 252,93 7689,07 61512,58 307562,88 246050,30
$ 306.867,27 $ 7.759.368,96
VAN P50 $ 952.214,49
TIR P50 93%
C/B P50 25,29
Total de Egresos
por producción [$]
119
ANEXO No 5
DESGLOSE ANÁLISIS ECONÓMICO ESTIMULACIÓN
MATRICIAL NO REACTIVA POZO 40HS
120
Inversión inicial [$] 180000Tasa de interés
anual [%]12
Costo deproducción un
barrril de petróleo [$]8
Tasa de interés
mensual [%]0,9489
Costo de venta de un
barrril de petróleo [$]40
Fecha [mensual] N° de Periodo Tasa de producción
P10 [bp]
Acumulado
Mensual [bp]
Total de Egeresos
por producción [$]
Total de Ingresos
por Venta [$]Flujo Neto [$]
Inversión Inicial 235000 -235000
oct-16 1 1541,00 46846,400 374771,200 1873856,000 1499084,800
nov-16 2 1485,30 45153,120 361224,960 1806124,800 1444899,840
dic-16 3 1377,80 41885,120 335080,960 1675404,800 1340323,840
ene-17 4 1327,10 40343,840 322750,720 1613753,600 1291002,880
feb-17 5 1278,30 38860,320 310882,560 1554412,800 1243530,240
mar-17 6 1231,20 37428,480 299427,840 1497139,200 1197711,360
abr-17 7 1185,90 36051,360 288410,880 1442054,400 1153643,520
may-17 8 1142,30 34725,920 277807,360 1389036,800 1111229,440
jun-17 9 1100,30 33449,120 267592,960 1337964,800 1070371,840
jul-17 10 1059,70 32214,880 257719,040 1288595,200 1030876,160
ago-17 11 1020,70 31029,280 248234,240 1241171,200 992936,960
sep-17 12 983,20 29889,280 239114,240 1195571,200 956456,960
oct-17 13 947,00 28788,800 230310,400 1151552,000 921241,600
nov-17 14 912,10 27727,840 221822,720 1109113,600 887290,880
dic-17 15 878,50 26706,400 213651,200 1068256,000 854604,800
ene-18 16 846,20 25724,480 205795,840 1028979,200 823183,360
feb-18 17 815,10 24779,040 198232,320 991161,600 792929,280
mar-18 18 785,10 23867,040 190936,320 954681,600 763745,280
605470,720 $ 313.973,32 $ 24.218.828,80
VAN P10 $ 1.742.610,38
TIR P10 634%
C/B P10 77,14
Total de Egresos
por producción [$]
121
ANEXO No 6
DESGLOSE ANÁLISIS ECONÓMICO ESTIMULACIÓN
MATRICIAL NO REACTIVA POZO 44HS
122
Inversión inicial [$] 180000Tasa de interés
anual [%]12
Costo deproducción un
barrril de petróleo [$]8
Tasa de interés
mensual [%]0,9489
Costo de venta de un
barrril de petróleo [$]40
Fecha [mensual] N° de Periodo Tasa de producción
P10 [bp]
Acumulado
Mensual [bp]
Total de Egeresos
por producción [$]
Total de Ingresos
por Venta [$]Flujo Neto [$]
Inversión Inicial 235000 -235000
oct-16 1 1076,3 32718,9 261751,3 1308756,5 1047005,2
nov-16 2 1036,7 31515,7 252125,4 1260627,2 1008501,8
dic-16 3 998,5 30354,4 242835,2 1214176,0 971340,8
ene-17 4 961,8 29238,7 233909,8 1169548,8 935639,0
feb-17 5 926,4 28162,6 225300,5 1126502,4 901201,9
mar-17 6 892,3 27125,9 217007,4 1085036,8 868029,4
abr-17 7 859,4 26125,8 209006,1 1045030,4 836024,3
may-17 8 827,8 25165,1 201321,0 1006604,8 805283,8
jun-17 9 797,3 24237,9 193903,4 969516,8 775613,4
jul-17 10 768,0 23347,2 186777,6 933888,0 747110,4
ago-17 11 739,7 22486,9 179895,0 899475,2 719580,2
sep-17 12 712,5 21660,0 173280,0 866400,0 693120,0
oct-17 13 686,4 20866,6 166932,5 834662,4 667729,9
nov-17 14 661,0 20094,4 160755,2 803776,0 643020,8
dic-17 15 636,7 19355,7 154845,4 774227,2 619381,8
ene-18 16 613,2 18641,3 149130,2 745651,2 596521,0
feb-18 17 590,7 17957,3 143658,2 718291,2 574633,0
mar-18 18 568,9 17294,6 138356,5 691782,4 553425,9
436348,8 $ 256.836,73 $ 17.453.953,28
VAN P10 $ 1.297.196,44
TIR P10 442%
C/B P10 67,96
Total de Egresos
por producción [$]
123
ANEXO No 7
DESGLOSE ANÁLISIS ECONÓMICO ESTIMULACIÓN
MATRICIAL REACTIVA POZO 47HS
124
Inversión inicial [$] 255000Tasa de interés
anual [%]12
Costo deproducción un
barrril de petróleo [$]8
Tasa de interés
mensual [%]0,9489
Costo de venta de un
barrril de petróleo [$]40
Fecha [mensual] N° de Periodo Tasa de producción
P90 [bp]
Acumulado
Mensual [bp]
Total de Egeresos
por producción [$]
Total de Ingresos
por Venta [$]Flujo Neto [$]
Inversión Inicial 255000 -255000
oct-16 1 267,7 8139,0 65111,9 325559,7 260447,7
nov-16 2 257,9 7839,2 62714,0 313569,9 250855,9
dic-16 3 248,4 7550,8 60406,0 302030,1 241624,1
ene-17 4 239,2 7272,9 58183,2 290915,8 232732,7
feb-17 5 230,4 7005,4 56043,0 280215,0 224172,0
mar-17 6 222,0 6747,3 53978,2 269891,2 215913,0
abr-17 7 213,8 6499,2 51993,7 259968,6 207974,9
may-17 8 205,9 6260,0 50079,7 250398,7 200319,0
jun-17 9 198,3 6029,5 48236,3 241181,4 192945,2
jul-17 10 191,0 5807,6 46460,9 232304,6 185843,7
ago-17 11 184,0 5593,9 44751,2 223756,2 179004,9
sep-17 12 177,2 5387,8 43102,3 215511,7 172409,3
oct-17 13 170,7 5189,6 41516,7 207583,4 166066,7
nov-17 14 164,4 4998,7 39989,4 199946,9 159957,5
dic-17 15 158,4 4814,8 38518,0 192590,1 154072,1
ene-18 16 152,6 4637,5 37100,2 185500,8 148400,6
feb-18 17 146,9 4466,7 35733,4 178666,9 142933,5
mar-18 18 141,5 4302,2 34417,7 172088,3 137670,7
$ 164.736,71 $ 4.341.679,36
VAN P50 $ 519.221,53
TIR P50 98%
C/B P50 26,36
Total de Egresos
por producción [$]
125
ANEXO No 8
CÁLCULO DE AÑOS GANADOS CON LAS DIFERENTES
TÉCNICAS DE ESTIMULACIÓN
126
Actu
alp9
0p5
0p1
0
No
Reac
tiva
4981
103
121
3254
722,
674,
56
4577
9911
632
5471
3567
8910
732
5472
2658
8098
3254
72
Reac
tiva
4977
9310
628
4457
2,3
3,7
4,8
4573
8810
128
4356
3563
7992
2844
57
2654
7083
2844
57
Frac
tura
mie
nto
4971
8597
2236
481,
8333
3333
34
4570
8496
2539
512,
0833
3333
3,25
4,25
3566
8295
3147
602,
5833
3333
3,91
6666
675
2664
8194
3855
683,
1666
6667
4,58
3333
335,
6666
6667
2,4
3,7
4,7
Perio
dos
Prom
edio
s
Mes
es
127
ANEXO No 9
VALORES DE PRODUCCIÓN ACUMULADA GANADA CON
LAS TÉCNICAS DE ESTIMULACIÓN
128
p90 p50 p1035hs 234479 668171 139053740hs 200271 570697 118712844hs 139775 398314 82908747hs 99573 283760 590750Prom 168524,5 480235,5 999375,5
35hs 189900 420350 74866440hs 162085 358244 63850844hs 113083 250513 44613947hs 80521 178519 317900Prom 136397,25 301906,5 537802,8
35hs 134265 294386 50782740hs 134572 294262 50748744hs 134417 294437 50785047hs 134681 294614 507719Prom 134483,75 294424,8 507720,8
Fracturamiento H.
np ganado [Mbp]
No Reactiva
Reactiva
129
ANEXO No 10
ANÁLISIS DEL INCREMENTO DE PRODUCCIÓN DE LAS
TÉCNICAS DE ESTIMULACIÓN CON LA CAPACIDAD DE
APORTE DEL POZO CON BASE EN SUS
CARACTERÍSTICAS DE RESERVORIO
130
PO
ZO 3
5H
S
Presión de Burbuja [psi]
750 Qmáx@Pb 760 BFD
Qmáx 859 BFD
p10 [BFD] p50 [BFD] p90 [BFD]
Estimulación Matricial No
Reactiva 2274,5142 1172,8584 511,1316
Estimulación Matricial Reactiva
1294,6626 794,0772 443,142
Fracturamiento Hidráulico
928,0278 602,8848 358,7724
p10 [BPPD] p50 [BPPD] p90 [BPPD]
Estimulación Matricial No
Reactiva 1805,17 930,84 405,66
Estimulación Matricial Reactiva
1027,51 630,22 351,7
Fracturamiento Hidráulico
736,53 478,48 284,74
PO
ZO 4
0H
S
Presión de Burbuja [psi]
725 Qmáx@Pb 2570 BFD
Qmáx 2873 BFD
p10 [BFD] p50 [BFD] p90 [BFD]
Estimulación Matricial No
Reactiva 1603,576 826,8832 360,3496
Estimulación Matricial Reactiva 912,7456 559,832 312,416
Fracturamiento Hidráulico 747,5312 479,1592 277,6696
p10 [BPPD] p50 [BPPD] p90 [BPPD]
Estimulación Matricial No
Reactiva 1541,9 795,08 346,49
Estimulación Matricial Reactiva
877,64 538,3 300,4
Fracturamiento Hidráulico
718,78 460,73 266,99
131
PO
ZO 4
4H
S
Presión de Burbuja [psi]
814 Qmáx@Pb 1690 BFD
Qmáx 1933 BFD
p10 [BFD] p50 [BFD] p90 [BFD]
Estimulación Matricial No
Reactiva 1140,8568 588,2788 256,3716
Estimulación Matricial Reactiva
649,3772 398,295 222,2714
Fracturamiento Hidráulico
728,6334 455,1004 249,736
p10 [BPPD] p50 [BPPD] p90 [BPPD]
Estimulación Matricial No
Reactiva 1076,28 554,98 241,86
Estimulación Matricial Reactiva
612,62 375,75 209,69
Fracturamiento Hidráulico
687,39 429,34 235,6
PO
ZO 4
7H
S
Presión de Burbuja [psi]
730 Qmáx@Pb 500 BFD
Qmáx 568 BFD
p10 [BFD] p50 [BFD] p90 [BFD]
Estimulación Matricial No
Reactiva 958,575 499,2875 215,4125
Estimulación Matricial Reactiva
545,625 334,65 186,75
Fracturamiento Hidráulico
833,1625 510,6 268,425
p10 [BPPD] p50 [BPPD] p90 [BPPD]
Estimulación Matricial No
Reactiva 766,86 399,43 172,33
Estimulación Matricial Reactiva
436,5 267,72 149,4
Fracturamiento Hidráulico
666,53 408,48 214,74